Первая скважина



Предыдущая | Следующая

Содержание

Первая скважина. Прежде чем начать бурение скважины, следует решить по данным изучения обнажений, из каких формаций необходимо отбирать возможно большее число образцов. При проходке первой скважины рекомендуется проводить газовый каротаж, чтобы определить наличие углеводородов в отложениях изучаемого разреза. Если в промывочную жидкость добавляют нефть, то для дегазации ее в сепараторе применяют пар или С02. С помощью газового каротажа получают оперативную информацию непосредственно на скважине. Однако более детальные данные дает исследование герметизированного шлама. Шлам следует предохранять от высыхания, консервируя его с водой. В дальнейшем необходимо определить содержание в нем легких углеводородов, используя пиролиз — ДИП (метод 3) или экстракцию с газохроматографическим определением углеводородов Ci—С7. Более детальные виды анализа, например изучение экстрактов на содержание углеводородов Cis+, следует проводить по отдельным образцам в зависимости от результатов первоначального исследования. Желательно определить в шламе отражательную способность витринита, так как это даст информацию о степени преобразования органического вещества и о термической эволюции отложений.

Необходимо исследовать любые флюиды, получаемые в процессе опробования пластов, будь то вода, газ или нефть, даже если обнаружены лишь следы последней. Такой анализ может показать, что существовавшая некогда нефтяная залежь была разрушена в результате деятельности микроорганизмов, что особенно вероятно, если вода имеет низкую соленость.

Во всех скважинах следует вести замер температуры. Роль температуры в процессах генезиса углеводородов подчеркивалась много раз. Сравнение современного геотермического градиента с результатами определения отражательной способности витринита и с любой информацией о наличии зон высоких давлений оказывается весьма полезным для интерпретации возможных изменений нефтематеринского потенциала пород в течение геологического времени.

В том случае, если при бурении скважины была открыта нефть, ее следует изучать одним из методов (11 —15), перечисленных в табл. 12-2. В гл. 11 уже отмечалась необходимость оценки корреляционных связей между материнскими породами и нефтью. Полезным может оказаться также сравнение вновь обнаруженной нефти с нефтями из местных проявлений и соседних нефтедобывающих районов.

В гл. 11 были рассмотрены результаты применения изотопного анализа для решения проблемы генезиса газа в бассейне Уиллистон. Доу [164] определил, что меловые отложения в этом бассейне являются недостаточно зрелыми, чтобы генерировать нефть или газ, и на основании этого сделал вывод, что газ мигрировал из меловых песчаников Игл, развитых в провинции Монтана. Райс же [494] показал, что значение 13Cpdb для этого газа составляет —70 %о, что указывает на его биогенное происхождение.

Открытие любых залежей, связанных с системами разломов и зонами дробления, а также с поверхностями несогласий, свидетельствует о том, что толщи, генерирующие углеводороды, вероятно, находятся на некотором удалении по вертикали или латерали от мест аккумуляции. Близкое соседство нефте- и/или газогенерирующих пород и природных резервуаров—-явление частое, но не обязательное.

Содержание