3.7. Геологічна документація

Буріння кожної свердловини дає широку геологічну, фі­зичну і технічну інформацію про будову надр, нафтогазоносність розрізу, будову продуктивних пластів. Проте значна частина необхідної інформації втрачається, якщо бурова бригада і геологічна служба не ведуть вчасно пер­винну геологічну і технічну документацію. Від її своєчасності, якості, пов­ноти і систематизації значною мірою залежать результати інтерпретації отриманих даних.

У процесі буріння пошуково-розвідувальних свердловин основним до­кументом є буровий журнал, в якому узагальнено увесь матеріал щодо бу­ріння. Паралельно з буровим журналом складають геологічний журнал, в

який записують інтервали відбору керна, подають його первинний опис, вказують глибини відбору зразків, мету і місце відправлення їх на відповід­ний аналіз. Велику увагу при цьому приділяють описанню і документуван­ню зразків, узятих боковими Ґрунтоносами. Описують шлам, зазначають вміст (у %) тієї чи іншої породи; відзначають інтервали осипання стінок свердловини, провалів і прихоплень інструменту, порушення циркуляції промивальної рідини. Особливу увагу приділяють тим інтервалам, де є нафтогазопрояви. У разі сильних нафтогазопроявів відбирають проби газу, нафти, води і заносять у журнал відповідні їх параметри, які можна визна­чити у польових умовах.

Відносний вміст частинок різного розміру в породі визначає її грану­лометричний склад. Від цього складу залежать колекторні властивості про­дуктивних горизонітв. Чим більші за розміром зерна породи, тим вищі її відкрита пористість і проникність. Від гранулометричного складу залежить також буримість порід і всі можливі ускладнення під час буріння (обвален­ня, каверноутворення у глинистих породах тощо).

Гранулометричний склад визначає характер внутрішньої поверхні по­рожнин продуктивних горизонтів і, отже, фізико-хімічні процеси, що від­буваються на контакті цієї поверхні з рідинами і газами, що насичують ко­лектор. Так, при розробці нафтових пластів величина внутрішньої поверхні порожнин і її форма значною мірою впливають на повноту витіснення нафти з горизонтів.

Продуктивні пласти часто мають неоднорідний склад, тому розрізня­ють проміжні типи порід: пісковик глинистий, глина піщаниста, алевроліт глинистий та ін.

Слід зазначити, що наявність глинистих частинок у пісковиках (алев­ролітах) істотно впливає на колекторні властивості цих порід. Із збільшен­ням вмісту глинистого матеріалу зменшується абсолютна та ефективна (особливо для нафти) проникність теригенних колекторів. Наявність гли­нистих частинок у колекторах як теригенного, так і карбонатного типів зу­мовлює значне зменшення їх проникності у разі розкриття на водних роз­чинах (глинисті частинки розбухають під впливом промивальної рідини, особливо прісної води, і закупорюють фільтраційні канали у привибійній зоні свердловини).

При дослідженні шламу визначають вміст частинок порід різної ве­личини переважно ситовим методом. Цей метод дає змогу виділити піща­ну (псамітову) фракцію з розміром частинок 0,1 мм і більше. Фракцію, меншу за 0,1 мм, часто враховують у загальній сумі без поділу на дрібніші фракції. Іноді використовують різні методи (гідравлічні, відмучування тощо) виділення алевритової (0,1—0,01мм) і пелітової (менше за 0,01 мм) фракцій, тому що сита з отворами діаметром, меншим за 0,1 мм, не вико­ристовують.

Отримані фракції вивчають під бінокулярною лупою для з ясування ступеня окоченості зерен і- розподілу окочених, напівокочених і кутастих частинок породи. При використанні даних гранулометричного аналізу при­ймають, що стратиграфічно однойменні пласти в однакових умовах відкла­дення містять зерна однакової крупності.

При бурінні експлуатаційних свердловин зазвичай ведуть документа­цію, яка відображає всі документи, пов'язані з проектуванням, бурінням і дослідженням свердловин. Під час передачі свердловини в експлуатацію складають ЇЇ паспорт, у якому вказують дати початку і закінчення бурін­ня, описують геологічний розріз, товщини пластів, конструкцію, інтерва­ли перфорації, результати досліджень, а також відзначають усі аварії та ускладнення, які виникли при бурінні. В процесі експлуатації свердлови­ни в паспорт заносять результати усіх технологічних операцій, сумарний видобуток нафти чи газу, а також всі дані геологічного і технічного ха­рактеру.

Зазвичай, у справі свердловини є такі документи:

1. технічний проект на буріння свердловини;

2. акт про перенесення з плану на місцевість точки закладання свердловини;

3. акт про закладання свердловини;

4. акт про готовність свердловини до буріння;

5. геолого-технічний наряд;

6. акт про початок буріння;

7. буровий вахтовий журнал свердловини;

8. акт про контрольні виміри бурового інструменту;

12. журнал параметрів глинистого розчину;

13. план спуску експлуатаційної колони з розрахунком її цементування;

14. акт про спуск експлуатаційної колони;

15. акт про цементування колони;

16. акт про закінчення буріння і результати перевірки колони на герметичність;

17. акт про відбивку цементного кільця за колоною;

18. акт про виміри відстані від муфти експлуатаційної колони до стола ротора;

19. акт про опресування свердловини;

20. акт на спуск насосно-компресорних труб;

21. акт про результати випробування пласта;

22. акт про консервацію свердловини;

23. паспорт свердловини;

24. експлуатаційний журнал;

25. акт на ліквідацію свердловини.

Перелічені вище первинні документи заповнюють бурильник, буровий майстер або інженер з буріння, тому слід розуміти значущість кожного до­кументу, його зміст. Від цього залежать як результати буріння, так й інтер­претація усіх отриманих по свердловині геологічних матеріалів.