3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі

У тонкошаруватих піщано-глинистих товщах виділення продуктивних пластів пов'язане з дуже великими труднощами. Втім у гли­нистих товщах зосереджені досить великі вуглеводневі ресурси. Глини за­звичай не є колекторами для вуглеводнів. Окремі шари і прошарки в гли­нах стають колекторами, якщо у їх складі підвищується вміст піщаної фра­кції, але часто цей вміст дуже малий.

Існуючі геофізичні способи визначення колекторів і продуктивних ін­тервалів у розрізах свердловин, що розкрили тонкошаруваті глинисті товщі, переважно не дають однозначних відповідей, оскільки невелике збільшення піщаної фракції на каротажних діаграмах геофізичних досліджень свердловин (ГДС) не відображує різницю між колекторами і вмісними породами. Під час буріння пошукових і розвідувальних свердловин відбір керна за глибиною становить лише 6—8 % проектної глибини свердловин, і шари та прошарки, які є продуктивними колекторами, дуже часто залишаються пропущеними. Здійснити порівняльний аналіз між каротажними діаграмами ГДС і складом керна немає можливості. Визначення продуктивних інтервалів ускладнюється ще тим, що на малих і середніх глибинах пластові води дуже часто слабо-мінералізовані й навіть прісні. Вони характеризуються великим електричним опором, що не дає змоги відрізнити за даними електрометрії водоносні шари і прошарки від пластів, насичених вуглеводнями. Радіоактивні методи ГДС (гамма-каротаж — ГК, нейтронний гамма-каротаж — НГК), кавернометрія, газовий каротаж та інші не завжди однозначно виділяють продуктивні інтер­вали навіть у разі їх комплексної інтерпретації.

Метод визначення перспективних на нафту і газ інтервалів за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі ґрунтується на встановленні зміни коефіцієнта набухання глинистого матеріалу в уламках породи, які вино­сить глинистий розчин із свердловини під час буріння; шлам обов'язково відбирають через кожні 3 м проходки. Слід зазначити, що без винесення шламу на поверхню промивальною рідиною не може здійснюватися бурін­ня свердловин. Тому відбір шламу не потребує додаткових витрат коштів. Як відомо, за даними дослідження шламу при бурінні геологічна служба поступово будує літологічний та стратиграфічний розрізи свердловини.

Відомо, що з проникненням води в пори будь-якої породи фазова проникність її для вуглеводневих сполук зменшується і за певної кількості води, що проникла в породу, для вуглеводнів дорівнює нулю. Навпаки, зі зменшенням фазової проникності для води фазова проникність для вугле­воднів (нафти або газу) збільшується і за певного її значення фазова про­никність для води дорівнюватиме нулю. У цьому випадку в колекторі мо­жуть існувати і рухатися лише вуглеводневі сполуки. При дослідженні тон­кошаруватої піщано-глинистої товщі неогену Зовнішньої зони Передкар-патського прогину встановлено, що згаданий ефект чітко проявляється і у глинистих породах. З огляду на те що глини у разі проникнення у них води схильні до набухання, можна визначити шари і прошарки, що насичені не водою, а вуглеводневими сполуками. Для цього досліджують змінення ко­ефіцієнта набухання в розрізах свердловин, що бурять у піщано-глинистих товщах нафтогазоносних регіонів.

Метод передбачає побудову графіка зміни К_на6 у процесі буріння сверд­ловини. Зменшення величини К_т6 у глинистій товщі вказує на перспектив­ність того або іншого інтервалу в розрізі свердловини (рис.3.17, табл. 3.1). Особливо це має значення для виявлення нафтогазоносних шарів та про­шарків на малих і середніх глибинах, тому що за наявності в породі прісної або слабомінералізованої води в зонах аерації глинисті відклади на елек-трокаротажних діаграмах ГДС не відрізняються від нафтогазоносних шарів і прошарків внаслідок високих електричних опорів цих вод. Іноді зазначе­не спостерігається і на великих глибинах, де слабомінералізовані води мо­жуть бути конденсаційного походження. Дослідження показали, що відріз­нити в таких випадках газоносний або нафтоносний шар від водоносного

можна за коефіцієнтом набухання, величина якого чітко зменшується в ін­тервалах, де піщано-глинисті породи насичені вуглеводневими сполуками.

Виявлення перспективних на нафту і газ об'єктів у розрізі піщано-гли­нистих товщ значно полегшується проведенням досліджень псамітовості глинистих уламків шламу в процесі буріння.

Для визначення інтервалів колекторів у розрізах піщано-глинистих товщ за даними зміни в них вмісту псамітової фракції передбачається по­будова графіка дисперсної розсіяності пластів по розрізу свердловини. Для цього пробу шламу зважують і виділяють із неї псамітову фракцію (діаметр зерен менший за 0,1 мм).

У міру буріння свердловини передбачається побудова кривої зміни концентрації псамітів у глинистих породах у^ розрізі. Корегування глибини відбору шламу через запізнення його винесення на поверхню визначається так, як розглянуто вище.

Отже, у піщано-глинистій товщі можна визначити в розрізі свердловин інтервали з підвищеним вмістом псамітової фракції. Породи цих інтервалів є колекторами, якщо знаходяться між шарами і прошарками глин з мен­шою псамітовістю, і їх можна розглядати перспективними у нафтогазонос­ному відношенні.

Так, за даними досліджень зміни псамітовості піщано-глинистих порід у розрізах св. Макунівська-12, Хідновицька-139 Зовнішньої зони Перед -карпатського прогину були виділені інтервали, де піщано-глинисті породи характеризуються відносно підвищеною псамітовістю (до 28 %) щодо вміс-них порід (10 %).

При випробуванні горизонту ВД-14 із інтервалів 868—872 і 880—886 м у св. Макунівська-12 і горизонту НД-8 із інтервалів 1289—1302 і 1330— 1337 м у св. Хідновицька-139 були одержані промислові припливи газу, що засвідчило розкриття нових газоносних об'єктів промислового зна­чення, які у минулому були пропущені під час пошуково-розвідувальних робіт.

Слід акцентувати увагу на тому, що досі у піщано-глинистих товщах (як на Передкарпатті, так і в інших нафтогазоносних регіонах) пошуки та розвідку покладів нафти і газу здійснюють переважно у монолітних плас-