Величина притока жидкости за 8 ч в скважинах различного диаметра 1 страница

Величина понижения уровня жидкости в скважинах с различной глубиной

Глубина скважины, м	до 500	500-1000	1000-1500	1500-2000	>2000
Величина понижения
уровня жидкости
в скважине, м

-46

Таблица 3

Величина понижения
уровня в скважине, м		400-600	600-800	800-1000	>1000
Величина
притока	127-203,2	0,8	1,1	1,4	1,7
жидкости,
м
Диаметр скважины,	>203,2	0,5	0,8	1,1	1,3	1,5
мм

При проверке герметичности скважины геологическая служба составляет соответствующий акт.

2.3. Геологическое обоснование мероприятий по вскрытию продуктивных пластов, перфорации, освоению и опробованию скважин

2.3.1. Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие нефтяного или газового пласта (пересечения его скважиной в процессе бурения) имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины. Технологию вскрытия пласта выбирают в соответствии с его геолого-физической характеристикой и физико-химическими свойствами насыщающих этот пласт флюидов.

Вскрываемые скважинами продуктивные пласты можно разделить на две группы: а) с высокими давлением и продуктивностью, фонтанирующие при вскрытии (и освоении); б) с низким пластовым давлением, в большинстве случаев сильно Дренированные и истощенные предыдущей эксплуатацией.

Для первой группы пластов необходимо надежно обустроить устье скважины и использовать оборудование, обеспечивающее безаварийное бурение в продуктивном интервале и освоение скважины. Для второй группы пластов особенно важно создать благоприятные условия для притока нефти и газа из пласта в скважину.

При вскрытии продуктивных пластов должны учитываться физико-литологические особенности коллекторов и физико-хими­ческие характеристики флюидов. Нередко при бурении скважины наблюдаются признаки нефтегазоносности, нефтегазопроявления, а затем в процессе испытания получают очень незначительные дебиты нефти или газа. Это результат несоответствия методики вскрытия продуктивных пластов характеру проходимого коллекто­ра. Естественно, что это приводит к снижению продуктивности > скважин, а затем и технико-экономических показателей разработки.

Наиболее распространенной промывочной жидкостью, применяемой при бурении, является глинистый раствор. Вода из глинистого раствора проникает в пласт, а на стенках скважины образуется глинистая корка. Отрицательное влияние проникшей в продуктивный пласт воды на его коллекторские свойства связано с тем, что в пористой среде вода удерживается, капиллярными силами и даже под воздействием значительных перепадов давления не может быть полностью вытеснена из поровых каналов. Кроме того, при проникновении пресной технической воды в пласт глинистые частицы пород разбухают, и если в породе их много, это может послужить причиной ' значительного снижения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Выпадение нерастворимого осадка в порах продуктивного пласта вследствие взаимодействия фильтрата с высокоминерализованными пластовыми водами также отрицательно влияет на проницаемость пласта в скважине.

Следовательно, одна из основных задач при вскрытии продуктивного пласта - максимально возможное предотвращение проникновения в пласт пресной воды из глинистого раствора. Это достигается снижением водоотдачи раствора, добавлением в него поверхностно-активных веществ (ПАВ), использованием г промывочной жидкости, приготовленной на нефтяной основе, газообразных агентов, двухфазных и трёхфазных пен и т.п. Глинистые растворы, применяемые при вскрытии продуктивных пластов, должны иметь минимальную водоотдачу и в то же время образовывать тонкую, но прочную корку. Таким условиям удовлетворяют растворы, обладающие высокой коллоидностью, которую они приобретают после обработки различными реагентами и добавок бентонитовых глин.

Важная задача промысловых геологов - контроль за величи­нами пластового давления на участках бурения новых скважин, особенно в пределах разрабатываемых месторождений. При (вскрытии пластов с высокими давлениями величина плотности промывочной жидкости подбирается такой, чтобы невозможны бы-»

-48-

ли выбросы. При низком пластовом давлении нельзя допускать глинизацию продуктивного пласта и проникновение в него воды.

Для улучшения гидродинамического совершенства скважины необходимо вскрывать всю мощность продуктивного пласта. Однако если скважина бурится в водонефтяной (газоводяной) зоне, то,' чтобы избежать быстрого обводнения, бурение останавливают выше ВНК (ГВК). Если в водонефтяной зоне бурится нагнетательная скважина, в ней продуктивный пласт следует вскрывать на всю мощность, включая и его водонасыщенную часть. Если залежь нефти содержит газовую шапку, башмак колонны надо устанавливать как можно ниже ГНК, чтобы устранить возможность прорыва газа в скважину.

2.3.2. Перфорация скважин

После спуска обсадной колонны и ее цементирования сообщение скважины с пластом, т.е. вторичное вскрытие пласта, осуществляется перфорацией. В этом случае должны быть соблюдены все геологические мероприятия, изложенные в разделе 2.3.1. Перфорация - пробивание отверстий в обсадной ко­лонне, цементном кольце и стенках скважины в заранее заданном интервале глубин. Через перфорационные отверстия происходит приток из пласта в скважину нефти, газа и воды. Перфорация слу­жит также для нагнетания в пласт цемента, нефти, газа, воды или какой-либо другой жидкости. Различают следующие виды перфо­рации: пулевую, торпедную, кумулятивную, гидропескоструйную.

При пулевой перфорации аппарат (перфоратор) спускают в скважину на необходимую глубину на каротажном кабеле; порохо­вые заряды приводятся в действие электрическим импульсом.

Торпедная перфорация - разновидность предыдущего метода. Ее отличие состоит в том, что вместо пуль применяют специальные снаряды, которые, пробив обсадную колонну, цементное кольцо и проникнув на некоторое расстояние в пласт, разрываются, образуя в породе дополнительные трещины, улучшающие условия притока нефти из пласта в скважину.

При пулевой и торпедной перфорации цементный камень сильно растрескивается. Длина отдельных трещин достигает 1 м. При незначительной мощности перемычек между водоносными и нефтеносными горизонтами эти трещины могут послужить путями проникновения вод в нефтеносный пласт. Для предупреждения растрескивания цементного камня рекомендуется проводить перфорацию спустя 6-10 ч после цементирования, пока камень

4 Канал и к

ещё не приобрёл высокие прочность и хрупкость, или применять специальный латексцемент.

Беспулевая перфорация производится либо с помощью кумулятивных зарядов, либо струёй жидкости с песком (гидропескоструйная перфорация). При кумулятивной перфорации стенки колонны и цементный камень пробиваются направленной струёй газов и расплавленного металла, образующейся при взрыве специальных зарядов. Эта струя обладает большой пробивной силой, обеспечивающей образование отверстий в обсадной колонне и цементном камне без значительного их повреждения. Кроме того, струя раскаленных газов, проникая в пласт, создает значительной глубины каналы, улучшающие фильтрационные свойства призабойной зоны. Гидропескоструйный способ перфорации хорошо зарекомендовал себя при простреле скважин с многоколонной конструкцией, а также при гидроразрыве пласта и кислотной обработке призабойной зоны. Он основан на использовании кинематической энергии и абразивности жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной в стенку скважины. Эта струя за короткое время образует отверстие в обсадной колонне и щель в цементе и породе.

Плотность перфорации (количество отверстий на 1 м интервала перфорации) зависит от характера пород, слагающих продуктивный пласт. Против пластов, сложенных рыхлыми песками, хорошо проницаемыми, плотность перфорации обычно небольшая (4-6 отверстий на 1 м); против плотных неоднородных пород-коллекторов ее увеличивают.

На проведение перфорации должно быть письменное распоряжение главного геолога управления с указанием интервалов прострела и числа отверстий. Большое значение имеет точное определение интервала прострела. В результате неточной отбивки глубины намеченной перфорации пласт может оказаться невскрытым. Точность определения глубины перфорации должна быть не ниже, чем при промыслово-геофизических исследованиях. Допустимая погрешность не должна превышать 1 м при глубинах 2000 м и 1,5м при глубинах более 2000 м.

Для повышения достоверности установления положения продуктивного горизонта применяется 'специальный метод -"метод радиоактивного репера". Его сущность состоит в том, что в процессе записи кривых КС и ПС производят выстрел специальной пулей, содержащей некоторое количество радиоактивных веществ; при этом место прострела фиксируется на диаграмме. Выстрел делают на расстоянии 30-70 м от объекта,

-50-

предназначенного для перфорации. Перед проведением перфорационных работ методом гамма-каротажа определяют положение радиоактивной пули и на кабеле ставят специальную метку. В дальнейшем глубину интервала перфорации рас­считывают от этой метки. Этот метод позволяет попадать в пласт с точностью до 10-20 см при глубине скважины более 3500 м.

Положение интервала перфорации должно соответствовать геологопромысловой характеристике объекта освоения в скважине. Под геологопромысловой характеристикой в данном случае имеется в виду: положение вскрытой в скважине части продуктивного разреза относительно ВНК, ГВК, ГНК; наличие плотных прослоев в подошве нефте-, газонасыщенной части, если скважина вскрыла объект в газонефтяной зоне (газонефтяные, нефтегазовые залежи). Если объект в скважине полностью нефтенасыщен или газонасыщен, целесообразно перфорировать его на всю вскрытую мощность. Если скважина вскрыла объект в зоне ВНК (ГВК), то нижние отверстия интервала перфорации должны быть выше контактов. Расстояние между.нижними отверстиями интервала перфорации и уровнем ВНК (ГВК) определяют в каждом конкретном случае исходя из особенностей геологического строения приконтактной части разреза, мощности нефте-газонасыщенной части, сроков разработки и др. Так, если в приконтактной части разреза имеются плотные, разделяющие нефтегазоносную и водоносную части прослои, можно перфорировать продуктивную часть до кровли этих прослоев, не боясь преждевременного подтягивания конуса подошвенной воды.

Как показала практика разработки некоторых отечественных нефтяных месторождений (Туймазинского, Серафимовского), при небольшой мощ­ности нефтенасыщенной части разреза (менее 3-4 м) на поздних стадиях разработки (при высокой обводненности) технологически и экономически целесообразно перфорировать всю нефтенасыщенную часть.

В скважинах, вскрывших нефтегазонасыщенную часть залежи (нефтегазовые, газонефтяные залежи), верхние дыры интервала перфорации должны быть на некотором расстоянии от уровня ГНК во избежание быстрого подтягивания конусов газа в нефтяную (разрабатываемую) часть разреза.

Расстояние от верхних дыр перфорации до ГНК выбирают в соответствии с особенностями геологического строения разрезов в приконтурной части. Так, ухудшение коллекторских свойств, наличие плотных прослоев в приконтурной части разреза позволяют увеличить интервал перфорации за счет этой части.

В нагнетательных скважинах, вскрывших объект в водонеф-тяной зоне, обычно перфорируют и нефтяную, и водяную части.

2.3.3. Методы вызова притока нефти и газа из пласта (освоение скважин)

Освоение - это вызов притока или обеспечение приемистости скважин. Выбор способа освоения зависит от: продукции, которую рассчитывают получить из скважины (нефть, газ, вода);

назначения скважины (добывающая, нагнетательная);

литолого-физической характеристики объекта освоения (песчаники, алевролиты, карбонатные породы, проницаемость, трещиноватость, плотность, сцементированность пород и др.);

пластового давления; свойств промывочной жидкости, используемой при вскрытии пласта. Освоение нефтяных (газовых) скважин основано на создании перепада между пластовым и забойным давлениями. Если объекты освоения характеризуются высоким пластовым давлением (значительно превышающим гидростатическое), то фонтанный приток нефти может иметь место непосредственно после перфо­рации пласта в скважине без проведения каких-либо мероприятий по снижению забойного давления. В большинстве же случаев, чтобы вызвать приток нефти (газа), необходимо снизить забойное давление. Этого добиваются:

снижением плотности жидкости в скважине путем замены ее жидкостью с меньшей плотностью или путем аэрации;

снижением уровня жидкости в скважине свабиро-ванием; нагнетанием сжатого воздуха или газа с помощью компрессора.

При освоении скважин, в которых продуктивные пласты характеризуются высоким пластовым давлением, слабой сцементированностью пород или содержат подошвенную воду, необходимо выбрать способ, обеспечивающий плавное снижение забойного давления во избежание выбросов, выноса частиц породы и преждевременного подтягивания воды из подошвенной части пласта.

При освоении карбонатных пластов или пластов с карбо­натным цементом очень часто возникает потребность в увеличении их проницаемости для получения промышлен­ного притока (или приёмистости). Это достигается кислотной или термокислотной обработкой призабойной зоны сква­жины. Для искусственного увеличения проницаемости малопродуктивных пластов нередко используют гидроразрыв пласта.

При освоении объектов с высоковязкой нефтью применяют различные методы термической обработки забоев скважин.

-52-

Освоение водяной скважины мало отличается от освоения нефтяных и газовых скважин. Однако если такую скважину осваивают под нагнетание, то иногда применяют способ продавливания воды в пласт под большим давлением. Это позволяет значительно повысить приемистость объекта освоения, так как при продавливании под высоким давлением лучше очищается призабойная зона и увеличивается проницаемость пород в ней.

2.3.4. Опробование скважин

Опробование - это оценка продуктивности объекта, осваиваемого в скважине, т.е. определение дебита, приемистости скважины. Дебиты скважин, приемистость и газовые факторы желательно измерять при разных пластовых и забойных давлениях. Если скважины фонтанируют при освоении, следует учитывать диаметры штуцеров. Измерение дебитов нефти (газа), газовых факторов, приемистости на разных режимах дает возможность более достоверно оценить продуктивность и характер ее изменения. При регистрации дебитов нефти и газа фиксируют вынос песка, частиц породы, процент воды в продукции, содержание газоконденсата и т.п. Для газовых скважин особое значение приобретают исследования на конденсатность, поскольку они позволяют наряду с другими данными решить вопрос о том, какую скважина вскрыла залежь -газовую или газоконденсатную. Фонтанные скважины рекомен­дуются испытывать на трех разных режимах с замерами всех необходимых параметров: пластового давления, забойного давле­ния, дебита нефти, газового фактора, процента обводнённости, продуктивности, процента песка. Нефонтанирующие скважины обычно исследуются методом прослеживания уровня.

Гораздо больший эффект достигается при исследовании таких скважин после установки в них глубинных или электропогружных насосов.

При освоении карбонатных продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами путем снижения уровня в скважине обычно удается получать лишь небольшие притоки нефти или газа. Для увеличения продуктивности таких скважин используют обработку соляной кислотой, либо гидравлический разрыв пласта.

В процессе опробования (и особенно пробной эксплуатации) необходимо отобрать пластовые (герметичные) пробы нефти, газа, воды и определить основные физико-химические свойства

-53

пластовых флюидов: температуру, плотность, вязкость, газосо­держание, минерализацию, химический состав, давление насы­щения нефти газом, содержание конденсата и воды в газе и т.п.

В качестве основных химических свойств нефти в этом случае кроме группового состава определяют сернистость, парафинистость, наличие высокосмолистых асфальтеновых компонентов и т.п. При анализе газа необходимо установить, наряду с групповым углеводородным составом, содержание таких компонентов, как сернистые соединения (особенно сероводород), азот, аргон, гелий и др. При исследовании химических свойств пластовой воды обращают основное внимание на солевой состав, оценивают содержание йода, брома и других ценных химических элементов (в том числе радиоактивных).

2.4. Геологическая документация в процессе бурения и освоения скважин

Бурение каждой скважины дает обширную геологическую и геологопромысловую информацию о строении недр, нефтегазоносности разреза, строении продуктивных пластов. Однако значительная часть ее будет теряться, если буровой бригадой и геологической службой не будет своевременно вестись первичная геологическая документация. От ее своевременности, качества, полноты и систематизации во многом зависят результаты интерпретации полученных данных.

При бурении поисково-разведочных скважин основным документом является буровой журнал, в котором обобщается весь материал, поступающий в процессе бурения скважины. На основе бурового журнала составляется геологический журнал, в котором записываются интервалы долблении, из которых поднят керн, дается первичное его описание, указываются глубины отбора образцов, цель и места отправки их на соответствующий анализ. Большое внимание при этом уделяется описанию и документации образцов, отобранных боковыми грунтоносами. При отборе шлама его также описывают, указывая в процентах наличие той или иной породы. В геологическом журнале фиксируются все интервалы обвалов, провалов инструмента, нарушений циркуляции промывочной жидкости. Особое внимание уделяется тем интервалам, где отмечались нефтегазопроявления. При обильных нефтегазоводопроявлениях отбирают пробы газа, нефти, воды, и в геологический журнал заносят соответствующие их параметры.

-54-

При бурении, эксплуатационных скважин обычно заводится дело, в котором концентрируются все документы, связанные с проектированием, бурением и испытанием скважин. При передаче скважины в эксплуатацию составляют ее паспорт, в "который заносят даты начала и конца бурения, геологический разрез, мощность пластов, конструкцию, интервалы перфорации, результаты испытаний, а также все аварии и осложнения, возникшие в процессе бурения. При эксплуатации скважины в паспорте записывают результаты всех технологических операций, проводимых нефте-газопромыслом, суммарную добычу нефти или газа по скважине, а также все сведения геологического и технического характера.

Обычно в деле скважины концентрируются следующие документы.

1. Технический проект на бурение скважины.

2. Акт о переносе с плана на местность точки заложения скважины.

3. Акт о заложении скважины.

4. Акт о готовности скважины к бурению.

5. Геолого-технический наряд.

6. Акт о начале бурения скважины.

7. Буровой вахтенный журнал по скважине.

8. Акты о контрольных замерах бурового инструмента.

9. Суточный рапорт бурового мастера.

10. Акт о ликвидации аварии.

11. Геологический журнал.

12. Журнал параметров глинистого раствора.

13. План спуска эксплуатационной колонны с расчетом ее цементирования.

14. Акт о спуске эксплуатационной (технической) колонны.,15. Акт о цементировании колонны.

16. Акт об окончании бурения и результатах проверки колонны на герметичность.

17. Акт об отбивке цементного кольца за колонной.

18. Акт о замере расстояния от муфты эксплуатационной колонны до стола ротора.

19. Акт об опрессовке устья скважины.

20. Акт на спуск насосно-компрессорных труб.

21. Акт о результатах опробования пласта.

22. Акт о консервации скважины.

23. Паспорт скважины.

24. Эксплуатационный журнал.

25. Акт на ликвидацию скважины.

Перечисленная выше первичная документация заполняется

-55-

обычно бурильщиком, бурмастером или инженером по бурению, поэтому необходимо знать значение каждого документа, их содержание. От этого зависят как результаты бурения, так и интерпретация всех получаемых по скважине геологических материалов.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ [к главе 2)

1. Какие существуют методы получения геологопромысповой информации?

2. Какие методы в нефтепромысловой практике называют прямыми?

3. Каким способом можно установить истинную величину работающей толщины продуктивного пласта?

4. На основе каких материалов составляется геолого-технический наряд и каково его назначение?

5. Какие работы проводятся в скважине при вскрытии продуктивного пласта?

ГлаваJ

Методы геологической обработки материалов бурения скважин

3.1. Методы корреляции разрезов скважин

Корреляция (сопоставление) разрезов скважин - один из наибо­лее важных и ответственных этапов работы геолога. При сопос­тавлении разрезов в них прежде всего выделяют опорные или маркирующие пласты (горизонты) - такие пласты, которые среди толщи горных пород выделяются по литологическим особеннос­тям, цвету, составу, присутствию каких-либо включений, прослоев или по комплексу органических остатков и сохраняют свои особен­ности на значительной площади нефтегазоносного района или да­же региона, что дает возможность пользоваться ими для просле­живания и сопоставления разрезов скважин. В качестве таких пластов могут быть приняты темные (вплоть до черных) извест­

-56-

няки доманикоЪого возраста, характеризующиеся характерным запахом. В Азербайджане в качестве маркирующего горизонта выделяется вулканический пепел в низах акчагыльского яруса.

Изучение разрезов скважин с помощь электрического и радио­активного _ каротажа позволяет" выделить так называемые гео-электрические и георадиоактивные реперы - это максимумы или минимумы на кривых КС, ГК или НГК, прослеживающиеся в пределах месторождения или региона и соответствующие тем или иным пластам. Это, например, тутлеймский или абалакский геоэлектрические реперы в Западной Сибири, соответствующие битуминозным глинистым породам.

Корреляция позволяет установить последовательность залегания проходимых скважиной горных пород, выделить одновозрастные пласты, проследить за изменением их мощности, литологического и фациального составов, установить наличие тектонических нарушений, перерывов в осадконакоплении, размывов. На основании обобщения и интерпретации результатов корреляции строят геологические разрезы, структурные карты, карты мощностей, карты неоднородности, с помощью которых изучают продуктивные пласты в пределах нефтяных и газовых залежей, т.е. получают представление об их модели.

Корреляцию можно осуществлять по образцам горных пород из обнажении в процессе геологической съемки, либо по керну, поднятому из скважин. Однако низкий процент выноса керна и отсутствие его сплошного отбора не позволяют осуществить эту операцию. Пй этой же причине малоэффективны ме­тоды корреляции по палеонтологическим остаткам, микрофауне, спорово-пыльцевому анализу и петрографическому составу пород.

Наиболее эффективна корреляция разрезов скважин по материалам промысловой геофизики, так как в каждой скважине проводится комплекс промыслово-геофизических исследований и, например, геоэлектрические реперы можно выделить и проследить в разрезах всех пробуренных скважин в пределах разведочной или разрабатываемой площади. В этом случае необходимо учитывать три момента.

1. Предполагается, что один и тот же пласт в разрезах разных скважин одинаково отражается на каротажных диаграммах, так как его литологический состав и мощность остаются неизменными. Сходство конфигурации сопоставляемых участков каротажной диаграммы является важным признаком тождества сопостав­ляемых пластов, которые увязываются в разрезах разных скважин.

2. Абсолютные значения изучаемого геофизического параметра для прослеживания пласта в разных скважинах не имеют

-57-

существенного значения. Они могут изменяться от ряда факторов, которые не имеют отношения к свойствам пласта (например, различный диаметр скважин, качество и свойства бурового раствора и т.д.). Следовательно, равенство отношений величин одного и того же параметра, свойственное двум соседним пластам, может служить дополнительным признаком тождества этих пластов в разрезе скважин. Например, если отношение кажущихся удельных сопротивлений (КС) двух соседних пластов сохраняется примерно одинаковым в разных скважинах, то это служит подтверждением правильности прослеживания этих пластов по сходству конфигурации каротажных диаграмм.

3. В процессе корреляции необходимо учитывать и еще один признак - сходство изменения комплекса параметров каждого пласта. Это выражается в сходстве конфигурации ряда каротажных диаграмм, каждая из которых изображает изменение одного геофизического параметра. Наиболее распространен метод электрометрии, когда записываются кривые СП и КС. К нему добавляется метод радиометрии (кривые ГК и НГК), а также кавернометрии. Особое значение кавернометрия приобретает в мощных толщах глин, так как в этом случае фиксируются различные диаметры скважины, зависящие от различных по литологии глинистых пород, условий их образования.

Кроме того, необходимо учитывать пласты, которые изменяют физические свойства: насыщенность нефтью, газом, литологический состав за счет фациального замещения и т.д. Однако эти признаки учитываются слабо, хотя они раскрывают большие возможности для геологической службы в процессе корреляции разрезов скважин.

При корреляции обычно наблюдают за мощностью пластов. Если она постоянна, то это можно считать признаком правильной корреляции. В свою очередь, изменение мощности пластов можно объяснить следующими причинами:

а) искривлением скважины, которое зависит от технологических (наклонные скважины), технических и геологических причин;

искривление скважин учитывается с помощью инклинограмм;

б) увеличением углов падения, особенно на крыльях;

в) изменением условий накоплений осадков (различные скорости опускания дна бассейна, рост структуры одновременно с осадконакоплением; некомпенсированное осадконакопление);

г) пересечение скважиной взброса или надвига;

д) пересечение лежачей складки;

е) пересечение скважиной плоскости сброса;

-58

ж) пересечение поверхности несогласия;

з) региональное уменьшение мощности каждого слоя и пласта. В нефтяной и нефтепромысловой геологии выделяют три вида корреляции: общую, детальную, региональную.

3.2. Общая корреляция

Общая корреляция - это сопоставление разрезов скважин, пробуренных в пределах какой-либо площади или месторождения. Другими словами, это сопоставление разрезов скважин в пределах месторождения в целом от устьев до забоев с целью выделения одноимённых стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных горизонтов и пластов, маркирующих горизонтов.

Общая корреляция начинается с выделения и отождествления на каротажных диаграммах опорных маркирующих горизонтов, которые отчётливо прослеживаются по данным керна и промысловой геофизики в первой разведочной скважине (например, верейский горизонт, тульские и турнейские известняки в Урало-Поволжье; абалакские и тутлеймские глины, кошайская пачка в Западной Сибири).

После предварительной корреляции по маркирующим горизонтам начинают послойную корреляцию. Причем сопоставление, увязку выделенных геоэлектрических реперов производят от нижнего репера к верхнему. Основной задачей сравнения при этом является выделение тех же слоев, пачек, пластов и горизонтов, что и в первой скважине, причем слои, пласты и горизонты прослеживаются по сходству конфигураций каротажных диаграмм. Границы пластов и пачек проводятся так же, как в первой скважине, при этом каротажные диаграммы передвигаются параллельно друг другу вдоль оси скважин. В процессе их сопоставления возникают случаи, когда корреляция нарушается, т.е. либо изменяется мощность отдельного пласта, либо из разреза какой-то скважины выпадает часть пачек и слоев. В таком случае каротажные диаграммы совмещают по кровле или подошве вышележащего геоэлектрического репера и начинают от него прослеживать пласты сверху вниз до того места, где установлено нарушение корреляции. Тогда же выявляется и причина такого нарушения.

Дата добавления: 2014-12-27