Отбор керна в пределах продуктивных горизонтов для изучения содержания в них нефти, газа и воды, а также их коллекторских свойств следует считать обязательным.

Следует учитывать, что вынос керна достигает в среднем 30 – 40% от интервалов бурения с отбором керна, причем в рыхлых терригенных толщах, особенно в продуктивных песчаниках, вынос керна снижается до 5 – 10%. Повышение выхода керна до 60 – 80% достигается в плотных, чаще всего в карбонатных породах.

Извлеченный керн очищают от глинистого раствора и плотно укладывают в специальный ящик [15]. При этом необходимо строго следить за последовательностью и ориентировкой кусков керна. Рыхлый, рассыпающийся керн, особенно с фауной, заворачивают в бумагу. Мелкие обломки керна ссыпают в мешочки и укладывают в установленной последовательности. Если в назначенном интервале отобрать керн не удалось, то в ящик укладывают этикетку, в которой указывают, в каком интервале глубин вынос керна отсутствовал. Отобранный керн детально изучают и описывают.

Описание керна должно быть полным и с методической точки зрения стандартным, что в дальнейшем облегчит составление разреза (литологической колонки) с применением условных знаков.

При изучении керна необходимо получить следующие основные данные:

· наличие признаков нефти и газа;

· литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность;

· коллекторские свойства пород;

· структурные особенности пород и возможные условия их залегания.

Признаки нефти и газа должны быть предварительно изучены у буровой на свежих образцах и поверхностях скола, детально в геологическом отделе, применяя бензиновую вытяжку. В лабораторных условиях применяют и более совершенные методы, например люминесцентный анализ, позволяющий обнаружить в керне ничтожные доли битума. Для выяснения наличия признаков нефти применяют также более тонкие и сильные растворители (хлороформ), которые после обработки ими образца породы и фильтрования оставляют на фильтре коричневую полоску.

Керн из нефтяного или газового горизонта обычно не смачивается при нанесении на его поверхность капли разбавленной соляной кислоты.

При изучении керна следует иметь в виду, что легкая нефть обычно характеризуется слабыми внешними проявлениями, но на свежих сколах чувствуется сильный запах бензина; тяжелая нефть, наоборот, дает обильные признаки, но на свежих сколах отсутствует запах бензина. Керн, взятый вблизи поверхности ВНК, содержит нефть и воду, свежие поверхности их изломов влажные и хорошо смачиваются соляной кислотой.

При оценке признаков нефти в керне необходимо учитывать «ложные» признаки, являющиеся следствием попадания в него нефти при освобождении прихваченного в скважине инструмента и освобождения его посредством так называемой нефтяной ванны. Интенсивность признаков нефти в кернах нельзя связывать с возможным дебитом скважины, так как обилие их зависит главным образом от качества нефти.

Литологический состав породы определяют внешним осмотром и записывают следующие данные:

· для глин – их цвет, слоистость, песчанистость, плотность, вязкость, жирность, карбонатность и т.д.;

· для песков и песчаников – их зернистость (определяют визуально и растиранием породы между пальцами), однородность, окатанность, состав зерен, отсутствие или наличие цемента и его характеристику, примесь зерен других пород, глинистость, карбонатность и т.д.;

· для карбонатных пород – наличие известняков, доломитов, мергелей; содержание их определяют на глаз и по реакции с разбавленной кислотой. Известняк при этой реакции обычно бурно «вскипает», а доломит лишь слабо «шипит» в порошке.

При переслаивании пород указывают характер прослоев, их мощность, особенно мощность песчаных прослоев.

Стратиграфическую характеристику породы устанавливают по наличию руководящей фауны (рис. 1.2) или характерным внешним признакам, присущим тому или иному стратиграфическому горизонту данного месторождения.

Рис. 1.2 Фаунистические остатки в керне скважин Усть-Тымской впадины

Коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость) определяют в лабораториях и на образцах керна. Образцы следует отбирать в количестве, пропорциональном мощности литологических разностей, слагающих продуктивный пласт (песчаник, глинистый песчаник, известняк и т.д) при относительно однородном разрезе продуктивного пласта образцы отбираются равномерно.

Структурные особенности пород и условия их залегания. Об условиях залегания пород на глубине судят на основании данных замера угла падения пород в керне и изучения структурных особенностей образца [14]. Брекчеевидное сложение, «зеркала» скольжения, а также жилы и прожилки кальцита, гипса и т.п. свидетельствуют о нарушении нормального залегания пород. На это может указывать и частая смена углов падения в небольшом интервале разреза, которую называют «игрой» углов (рис.1.3). При прохождении зон нарушений нередко наблюдается уход бурового раствора и, следовательно, потеря циркуляции.

Рис.1.3 Смена углов падения пород в керне

При изучении условий залегания пород необходимо учитывать искривление ствола скважины.

Дополнительные методы изучения разрезов скважин используются как вспомогательные, когда другие методы исследования не применяются или их данные нуждаются в подтверждении.

Ценным является также использование так называемых косвенных методов (изучение шлама, микрофауны, микроминералов, карбонатности пород и т. д.), позволяющих получить дополнительные данные о характере проходимых пород. К числу дополнительных методов относятся также изучение маркирующих пластов, гранулометрический, спорово-пыльцевой, люминесцентно-битуминологический анализ пород и др. В тех случаях, когда необходимо решить одну из поставленных задач, каждый из указанных выше косвенных методов может явиться прямым. Например, стратиграфия пород может быть определена по микрофауне, петрография – путем исследования минералов, характеристика карбонатных пород – путем изучения их карбонатности и т.д.

В процессе бурения, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных месторождений отбирают пробы нефти и пластовой воды, которые также направляют в лабораторию.

Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура, и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод [18]. Пробы нефти и пластовой воды направляют в лабораторию, где оценивают плотность и вязкость нефти в поверхностных и пластовых условиях, объемный, пересчётный коэффициенты, коэффициент усадки, поверхностное натяжение. По пробам пластовой воды определяют ее химическую характеристику, плотность, удельный объем, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, поверхностное натяжение. Устанавливается отношение вязкости воды к вязкости нефти, а также плотности воды к плотности пластовой нефти.

Таким образом, прямые методы исследования скважин дают наиболее полную и объективную оценку продуктивных пластов и нефтяных залежей, но в отдельных их точках.