5.4.1. Розчленування

розрізу свердловини за даними ГДС

Вилілення теригенних поріл

Глини. На кривій УО глини вирізняються низькими опо­рами, значення яких змінюються в межах 1 — 10 Омм.

На кривій ПС глинисті породи характеризуються відсутністю аномалій величин ПС.

На кривих ГК пласти глин відмічаються підвищеними значеннями при­родної радіоактивності.

На кривій НГК глини відмічаються пониженими значеннями вторин­ного гамма-випромінювання.

На кавернограмі навпроти глин відмічається збільшення діаметра свердловини.

Піски і пісковики. На кривій УО породи, насичені нафтою, газом і прісною водою, характеризуються підвищеним опором, а насичені мінера­лізованою водою — низьким опором.

На кривій ПС піщані породи відрізняються зміною величин ПС у бік зменшення або збільшення, залежно від відношення ступеня мінералізації водної основи глинистого розчину і пластових вод.

На діаграмі гамма-каротажу піски більше всього відмічаються малими значеннями природної гамма-активності.

На діаграмі НГК піски і пісковики, які насичені нафтою чи слабоміне-ралізованою водою, порівняно з міцними породами відрізняються пониже­ною інтенсивністю вторинного гамма-випромінювання.

На діаграмі кавернометрії піски і пісковики відмічаються більше всьо­го зменшенням діаметра свердловини.

Сильно зцементовані пісковики. На кривих УО навпроти сильно зце­ментованих пісковиків можуть спостерігатися різні значення опорів — від десятків до сотень тисяч ом на метр, залежно від ступеня цементування.

На кривій ПС сильно зцементовані пісковики відзначаються дуже слабкою від'ємною або додатною за знаком аномалією.

На кривій ГК вказані пісковики, подібно до пісків, відмічаються по­ниженими значеннями природної радіоактивності.

На діаграмі НГК ущільнені пісковики характеризуються достатньо чітко підвищеними величинами вторинного гамма-випромінювання. Зро­стання пористості й насиченості нафтою чи слабомінералізованою водою знижує інтенсивність вторинного гамма-випромінювання.

На кавернограмі проти пластів сильнозцементованих пісковиків спо­стерігається слабке збільшення діаметра свердловини порівняно з його нор­мальною величиною.

Ви&ілеиия вапнякових поріл

На кривій ПО карбонатні породи характеризуються висо­кими опорами.

Чистим різновидам вапняків відповідають інтервали з відсутністю будь-яких аномалій ПС.

На кривій ГК карбонатні породи відзначаються низькими значеннями природного гамма-випромінювання.

На кривій НГК найбільша інтенсивність вторинного гамма-випромі­нювання спостерігається в інтервалі щільних і міцних вапнякових порід.

Проти глинистих, пористих, кавернозних та тріщинуватих різновидів карбонатних порід, насичених нафтою чи слабомінералізованою водою, інтенсивність вторинного гамма-випромінювання, як правило, знижується.

Виділення хемогенних (галогенних) відкладів

До хемогенних порід належать гіпс, ангідрит, сіль та ін.

Електричний опір хемогенних відкладів великий (десятки тисяч ом на метр).

На кривій ПС ці породи реєструються малопомітними додатними за знаком аномаліями.

На діаграмі ГК породи хемогенного походження характеризуються міні­мальними показниками, за винятком калієвої солі, в інтервалі якої спостері­гається значне збільшення інтенсивності природного гамма-випромінювання.

На кривій НГК спостерігається різке зростання інтенсивності вторин­ного гамма-випромінювання навпроти ангідриту.

5.4.2. Прогнозування геофізичними методами

надгідростатичних пластових тисків

і пластових тисків, менших за гідростатичні

На цей час найінформативнішими способами прогнозу­вання надгідростатичних пластових тисків (НГПТ) у процесі буріння свер­дловин є геофізичні дослідження. Для виділення зон НГПТ і кількісної оцінки пластових тисків у колекторах можуть бути використані майже всі геофізичні методи, які фіксують зміну петрофізичних властивостей порід, що залягають над пластами з надгідростатичним тиском, але найбільше поширення одержали електрометричні дослідження, акустичний (ультра­звуковий) і, частково, радіоактивний каротаж.

Зони надгідростатичного порового тиску (НГПоТ) у глинистих поро­дах і НГПТ у піщаних колекторах за даними електрометричного дослі­дження характеризуються зниженням електроопору і підвищенням елект­ропровідності на електрокаротажних діаграмах. Це явище пояснюється збільшенням пористості і загалом водонасиченістю мінералізованою водою порід, які складають зони з підвищеними тисками.

Зони НГПТ унаслідок підвищення пористості і ступеня насиченості глин і аргілітів флюїдами характеризуються збільшенням часу поширення пружних хвиль. На цьому грунтується спосіб виділення зон НГПТ за часом поширення акустичної хвилі у відкладах. Згідно з цією методикою, побудо­ва залежності інтервального часу пробігу акустичної хвилі дає змогу оціни­ти значення порового тиску в глинистих породах. Відомо, що пористість теригенних утворень в умовах нормального їх ущільнення зменшується з глибиною. Інтервали НГПТ і НГПоТ характеризуються відносним зональ­ним збільшенням пористості, що може фіксуватись на діаграмах АК під­вищеними значеннями часу пробігу акустичної хвилі.

При прогнозуванні зон НГПТ за допомогою радіометрії найбільшого поширення одержали методи розсіяного гамма-випромінювання і нейтрон­ний гамма-каротаж. Для використання радіоактивних методів прогнозуван­ня НГПТ будують графіки залежності інтенсивності розсіяного гамма-ви­промінювання, або гамма-випромінювання радіаційного захвату, у розкри­тих свердловинами переважно глинистих відкладах від глибини їх заляган­ня, потім проводять криві нормально ущільнених порід. За відхиленням значень від даних кривих роблять висновок щодо наявності зон (надгідро-статичних внутрішньопорових тисків), в межах яких можуть бути пішані пласти, які характеризуються НГПТ.

Необхідною умовою для формування пластових тисків, менших за гід­ростатичні (ПТМГ), загалом є перевищення швидкості виходу з природ­них резервуарів газів та інших мобільних флюїдів порівняно з темпом їх надходження у конкретно розглянутий колектор, а також збільшення об'­єму пор і особливо тріщин в колекторі, який повільно заповнюється но­вими порціями флюїдів. Саме тому зони ПТМГ, як правило, є недонаси-ченими флюїдами і поглинають промивальну рідину під час буріння сверд­ловини.

У результаті вивчення діаграм стандартного електричного каротажу в інтервалах зон і пластів з ПТМГ установлено, що інтервали, які характери­зуються тисками, меншими за гідростатичні, відрізняються підвищеними питомими електричними опорами щодо лінії нормальної зміни цього па­раметра з глибиною. Наявність підвищених питомих електричних опорів порід у зонах ПТМГ пов'язане не зі збільшеною густиною порід, а з їх не-донасиченістю флюїдами.

Зазначена закономірність дає змогу по діаграмах стандартного елект­ричного каротажу робити висновки про розкриття свердловинами відкла­дів, які характеризуються ПТМГ.