Оценка пластов [formation evaluation], каротаж, отбор керна и опробование пластов [drillstem testing]

В настоящее время ни один прибор не может точно показать наличие нефти под землей. Геологи [geologists] и геофизики [geophysicists] могут делать лишь предположения о наиболее вероятном географическом положении и геологических периодах [geological time periods], в которые возможно образование значительных количеств нефти [accumulations]. Однако только после бурения поисковой скважины [exploratory well] у инженеров-нефтяников появляется возможность заглянуть в подземные пласты, которые пройдены буровым долотом [drill bit]. При поисково-разведочном бурении необходимо иметь комплекс методов и инструментов для локализации пластов и для оценки коммерческой ценности горных пород, через которые проходит бур. Использование этих методов и интерпретация полученных результатов называются оценка пластов.

Методы оценки пластов можно условно разделить на две группы в зависимости от момента их использования — во время бурения [drilling in progress] или когда скважина (или хотя бы часть скважины) уже пробурена. Первая группа включает исследование бурового раствора [drilling fluid], каротаж по выбуренной породе [cuttings analysis logging], а также отбор и изучение кернов [coring and core analysis]. Ко второй группе относятся канатный каротаж [wireline logging], боковой отбор кернов [sidewall coring], опробование пластов, а также опробование пластов приборами на кабеле.
Ни один из множества методов оценки пластов не представляет большой ценности сам по себе. Данные, полученные разными методами, всегда дополняют друг друга.

Каротажные диаграммы [well logs]

Каротажной диаграммой называется любое отображение состояния скважины в табличной или графической форме [tabular or graphical portrayal]. Наиболее часто для оценки пластов применяются следующие виды каротажа:

• анализ бурового раствора [mud logs];
• измерение давления [pressure logs];
• исследование керна [core logs];
• кабельный каротаж [wireline logs].

Помимо этого инженеры-нефтяники используют другие виды документов, которые помогают определить характеристики пласта, такие как буровой журнал [driller’s log] и журнал анализа образцов [sample log]. Получаемые данные очень важны и, поскольку они пополняются постоянно, а не только во время перерывов в процессе бурения [drilling breaks], они могут указать на наличие перспективного пласта [promising formation]. Затем составляется одна из самых сложных и дорогостоящих каротажных диаграмм, которая помогает убедиться в правильности первоначальных наблюдений и определить степень продуктивности пласта. Теперь рассмотрим буровой журнал и журнал анализа образцов.

Буровой журнал

Буровой мастер отвечает за буровую установку [rig] и бригаду [crew] в течение смены (которая называется вахта [tour]), продолжающейся 8 или 12 ч. Каждый буровой мастер составляет буровой журнал, в котором содержится описание операций и работ на протяжении данной смены. В журнал заносят геологические и механические данные для каждой скважины. В нем также может быть отражено наличие потоков жидкостей, относящихся к действию, либо проявления нефти или газа при бурении.

К буровому журналу прилагается диаграмма скорости проходки [driller’s time log]. Такую диаграмму часто составляют, когда проходка скважины приближается к зоне, представляющей интерес. Ее также можно вести постоянно при бурении скважины на территории, где имеется мало данных о глубине расположения зон, для которых возможно обнаружение углеводородов. Скорость проходки [penetration rates] имеет значение, так как пласты, содержащие углеводороды, обычно мягче, и скорость проходки оказывается выше по сравнению с бурением пластов более твердых пород, расположенных над или под ними. В некоторых случаях снижение скорости бурения может быть весьма значительным, хотя в других случаях оно может оказаться малозаметным.

Журнал анализа образцов

Продвигаясь в глубь Земли и проходя через горные породы, буровое долото измельчает породу на куски — буровой шлам [cuttings]. Эти куски выносятся на поверхность [to circulate back up to the surface] с циркулирующим буровым раствором и извлекаются из него. Квалифицированный геолог изучает их и получает важную информацию.
При бурении разведочной скважины образцы шлама [cutting samples] отбирают из участков, расположенных на равном расстоянии друг от друга вдоль всего ствола скважины [wellbore]. В случае эксплуатационной скважины [field development well] (пробуренной на площади известного месторождения) нет необходимости отбирать пробы со всего ствола скважины, можно исследовать только области, представляющие интерес.
При роторном бурении [rotary drilling] часть потока бурового раствора [drilling mud stream] отводится [to divert] в ящик для образцов [sample box]. Скорость потока замедляют, и образцы опускаются [to filter down] на дно ящика. После определенного временного интервала образцы отбирают [to remove], промывают, помещают в мешки и маркируют — в таком виде они готовы для изучения геологами.
Отбор образцов — процедура, требующая внимания. Если время отбора точно не зафиксировано [to record accurately], нельзя будет правильно определить глубину, с которой были взяты образцы, и есть риск пропустить нефтеносный пласт. Нужно также принимать во внимание время запаздывания [lag time difference], т.е. время, которое требуется для выноса осколков породы из нижней части [to circulate from the bottom] скважины на поверхность. В глубоких скважинах время запаздывания может измеряться в часах, поэтому требуется особая точность при записи и маркировке [labelling] образцов.

Какую же информацию можно получить из анализа образцов? Можно, например, определить:

• тип горной породы [rock type] (песчаник [sandstone], сланец [shale], известняк [limestone], доломит [dolomite] и т.д.);
• конкретный [specific] пласт, через который идет бурение, и его мощность;
• возраст породы [age of the rock];
• глубину, на которой был обнаружен [to encounter] данный пласт;
• указания на пористость [indicators of porosity], проницаемость [permeability], содержание нефти [oil content].
Эти сведения в сочетании с данными бурового журнала представляют собой результаты наиболее простых измерений из тех, какие могут быть сделаны в процессе бурения (рис. 6.2). Помимо описанных методов возможно также проведение специальных геофизических исследований в скважине специалистами по каротажу. Такие исследования включают анализ бурового раствора, измерение давления, изучение керна и кабельный каротаж.

Анализ бурового раствора [mud logging]

Анализ проб бурового раствора — это непрерывный контроль промывочной жидкости и кусков породы на наличие следов нефти или газа. В какой-то мере данное исследование предваряет отбор керна и опробование пластов. Кроме того, важность анализа бурового раствора состоит в том, что он обеспечивает безопасность, так как позволяет своевременно обнаружить опасные условия бурения [hazardous drilling conditions], которые могли бы привести к выходу скважины из-под контроля [loss of well control] и к выбросу нефти [blowout].
Обычно помимо анализа бурового раствора осуществляют также осмотр [to inspect], анализ и описание осколков породы (керна). Как правило, анализ бурового раствора на содержание углеводородов осуществляется подрядчиком [contractor] с помощью передвижной лаборатории [portable lab].
Техник [technician], чаще всего геолог, проводит эту работу и составляет диаграммы анализа, обеспечивая таким образом нефтедобывающую компанию [operator] текущей информацией о ходе бурения [drilling progress] (см.рис 6.2). Если обнаруживаются проявления нефти или газа, буровой мастер и техник узнают, что проходка [to penetrate], по-видимому, идет через нефтеносный пласт [hydrocarbon-bearing formation].

Так в чем же разница между анализом образцов и анализом бурового раствора? Журнал анализа образцов составляется геологом на основе изучения обломков породы. Анализ бурового раствора фактически является расширенным вариантом этого метода [enhancement], включающим непрерывное исследование [continuous analysis] бурового раствора для обнаружения малых следов углеводородов в жидкости.

Существует два основных направления использования результатов этого анализа.

Основная цель — оценка пласта в процессе бурения скважины на предмет определения точек для помещения обсадной колонны, отбора керна и дальнейшей оценки [to control points for casing, coring, testing, or further evaluation].
Если анализ бурового раствора проводится именно для этого, бурение продолжается и каротаж проводится по ходу бурения. Если наблюдается заметное увеличение скорости бурения или имеются иные признаки (например, увеличение общего количества газа [increase in total gas] и/или появление тяжелых газов [heavy gases] в пробах), которые могут означать, что буровое долото проходит через породу-коллектор, то бурение прекращают.  После прохождения 3—5 м бурение прекращают и осколки породы поднимают на поверхность.  Если проявления нефти не обнаруживается, то бурение можно возобновить с минимальной потерей времени.  Однако если анализ шлама указывает на возможное наличие нефти или газа, отбирают керн или проводят опробование пласта [drillstem test].

Диаграммы анализа бурового раствора составляют, как правило, для разведочных скважин или скважин, пробуренных на площади известного месторождения, если возникают конкретные проблемы. Например, если разведочные скважины располагаются в местах, для которых отсутствует подробная информация о строении подповерхностных слоев; на территориях известных месторождений, где имеются трудности в интерпретации данных вследствие наличия линзовидных песчаников, складчатости или сбросов; в местах, где ожидается наличие пласта высокого давления, а также в местах, где интерпретация диаграммы электрического каротажа затруднительна.

Анализ бурового раствора предоставляет необходимые сведения, включая:
• прямое определение наличия углеводородных газов в буровом растворе;
• хроматографический анализ [chromatographic analysis] бурового раствора на содержание индивидуальных углеводородов;
• общее содержание горючих газов в обломках породы [total combustible gas from drill cuttings];
• данные о наличии нефти в буровом растворе и в шламе;
• подробную кривую скорости бурения [rate of penetration curve];
• диаграмму литологического разреза скважины и оценку пористости;
• характеристики бурового раствора;
• данные, имеющие отношение к работе в скважине (например, по планированию спуско-подъемных операций по замене бурового долота [trips for a new bit]);
• данные по буровому долоту [bit data], по карбиду [carbide], об искривлении ствола скважины и прочие полезные инженерные данные.

Кроме того, можно отметить следующие преимущества указанной методики:
• результаты появляются в очень короткие сроки;
• исследование не препятствует продолжению бурения;
• диаграмма записывается одновременно с буровым журналом;
• подробные данные о подповерхностной [subsurface] структуре собираются непрерывно и анализируются.

Кроме почти немедленного указания на наличие продуктивной зоны диаграмма анализа бурового раствора может служить основой для быстрого и эффективного изменения программы бурения. Это — важный инструмент для подтверждения и корреляции. 

Измерения по давлению

Диаграмма давления представляет собой компьютерный анализ определенных параметров бурения (рис. 6.3).

Данные, непрерывно поступающие от нескольких источников на буровой площадке, обрабатываются с помощью компьютера, который постоянно выдает информацию [to produce a constant estimate] о давлении в пласте.  Такая обработка используется при бурении разведочных скважин, а также в тех случаях, когда давление в пласте трудно предсказать.  Аномальное давление в пласте [abnormal formation pressure] может быть оценено графически с помощью регистрации выходов газа [gas show] — их величины, характера и поведения, сопоставления этих данных с другими факторами, а также с такими геологическими данными, как тип пласта и размеры осколков.  Давление является важным показателем, так как оно связано с пористостью.  Пласты, характеризующиеся высокими давлениями на определенной глубине, обычно представляют собой зоны с аномально высокой пористостью [abnormally high porosity].
Аномальность областей с высокой пористостью — следствие того, что с увеличением глубины погружения [burial depth] пластовое давление [overburden pressure] повышается и таким образом уплотняет массу породы [to compact the rock bulk].  Для оценки давления в скважине в процессе бурения применяют набор специальных приборов с датчиками для исследования поверхности.

Помимо газовых датчиков [gas monitor] этот набор включает:
• приборы для непрерывной регистрации массы, температуры и удельного электрического сопротивления бурового раствора;
• комплект специальной аппаратуры для определения насыпной плотности бурового шлама [bulk density and shale factor determination kits];
• сумматор объема бурового раствора [pit volume totalizer];
• прибор для измерения дифференциального расхода бурового раствора;
• аппаратные средства и программное обеспечение для расчетов.

Исследование керна

Исследование керна представляет собой регистрацию данных по анализу керна и литологии разреза в зависимости от глубины.  Оно используется для выяснения и оценки продуктивных возможностей приконтурных (граничных) разведочных скважин.  При разработке месторождения данные по анализу керна указывают, когда необходимо заканчивать скважину.  При анализе керна можно также получить информацию для предварительной оценки нефтеносного участка.
Наконец, эти данные нужны для проектирования усовершенствованных методов добычи нефти (повышения нефтеотдачи пластов с применением технических средств) [enhanced recovery].
Благоприятные результаты по керну (пористость, проницаемость, насыщенность флюидами) необходимы для эффективной эксплуатации коллектора и для предсказания его отдачи. 

Канатный каротаж

Одной из самых масштабных категорий каротажа является регистрация и измерение сигналов, которые передаются или испускаются приборами, помещенными в скважину с помощью стального троса или кабельного каната.Такие измерения обычно проводятся специальными компаниями. Результаты этих исследований, известных как канатный каротаж, позволяют получать данные, необходимые для оценки пластов.  Для проведения канатного каротажа в скважину опускают так называемый каротажный зонд [sonde] и электронный блок [cartridge], а затем поднимают их с определенной скоростью, которая зависит от конкретного вида измерений (рис.6.4).

При подъеме прибора из скважины на поверхность непрерывно поступает сигнал, который передается по проводнику, проходящему внутри троса.  Поступающие данные обрабатываются на панели управления и записываются в подходящем формате каротажной диаграммы на пленке с помощью оптического регистрирующего устройства [optical recorder].  Полученные диаграммы обычно подразделяются на диаграммы электрического и радиационного каротажа.
Ниже мы рассмотрим некоторые из этих типов каротажных диаграмм и их роль в оценке нефтеносного пласта.

Электрический каротаж

Электрический каротаж, который наиболее часто применяется в настоящее время, проводится посредством погружения измерительного прибора на изолированном [insulated] электрическом кабеле в ствол скважины после удаления оттуда бурильных труб. Каждый тип пласта характеризуется своим электрическим откликом, при этом электрические свойства нефти и газа отличаются от свойств воды.  При электрическом каротаже измеряют электрические свойства пластов и пластовых флюидов.  Таким образом, соответственно интерпретированная диаграмма может указать, содержит ли данный пласт нефть и газ, а также позволяет определить природу пласта (песчаник, известняк или сланец).
Электрокаротаж называют также каротаж необсаженной скважины [openhole log], так как его нельзя проводить в скважинах с обсаженным стволом: стальная труба нарушает электрические свойства пласта. При проведении данного вида каротажа строят графики для нескольких видов данных (рис. 6.5).

Стандартная диаграмма электрического каротажа регистрирует два вида величин.
В левой части находится кривая потенциала самопроизвольной поляризации, а в правой — кривая изменения удельного сопротивления.  С каждым ходом инструмента можно одновременно записать несколько видов кривых.  Потенциал самопроизвольной поляризации — это малая величина электрического напряжения, которая характерна в той или иной степени практически для всех материалов.  Напряжение играет ту же роль в электрических явлениях, что и давление для поведения жидкостей. Обе величины показывают потенциал, с которым нечто стремится течь. В случае электричества — это потенциал или давление электронов.
Удельное электрическое сопротивление является мерой сопротивления материала потоку электронов. Эту величину можно считать противоположной электропроводности, которая показывает способность материала проводить электричество (или поток электронов).
Удельное сопротивление [resistivity] пласта позволяет получить данные о его возможной литологии [lithology] и содержании жидкости [fluid content].
Таким образом, и потенциал самопроизвольной поляризации, и удельное сопротивление предоставляют инженерам и геологам важную информацию о возможной продуктивности пласта [potential producibility]. Существует множество моделей и модификаций приборов, используемых для электрического каротажа [electrical logging devices].
При боковом каротаже [laterolog] ток проходит в радиальном направлении [to flow radially] через слой определенной толщины, что достигается специальным размещением электродов [appropriate electrode arrangement] и использованием системы автоматического регулирования [automatic control system]. При этом измеряемая величина не зависит от наличия бурового раствора в скважине.  Микрокаротаж [microlog] относится в основном к измерению удельного сопротивления [resistivity log]; при этом электроды располагаются на резиновой прокладке [rubber pad] на небольшом расстоянии друг от друга.
Изолирующая просадка [insulating pad] помещается напротив стенки ствола скважины, снижая закорачивающее действие [reducing the short-circuiting action] бурового раствора. При таком виде каротажа измерение проводится в малом объеме материала перед изолирующей прокладкой, что важно при регистрации диаметра скважины и наличия спекшейся глинистой корки [mud cake]. При боковом микрокаротаже [microlaterolog] имеется один центральный электрод и три электрода, расположенных по кольцу вокруг него [circular ring electrodes]. На электроды подается ток, напряжение измеряется и регистрируется как мера электрического сопротивления.

Каротаж по радиоактивности [radioactive log]

Электрический каротаж осуществляется на необсаженной скважине [open hole], чтобы избежать короткого замыкания [short-circuiting], вызванного присутствием стальной обсадной колонны [steel casing]. В то же время радиационный каротаж может проводиться как в свободной, так и в обсаженной скважине. Полная диаграмма каротажа по радиоактивности включает два типа кривых — гамма-каротажа [gamma ray curve] и нейтронного каротажа [neutron curve] (рис. 6.6). Кривая гамма-каротажа записывается в левой части диаграммы и напоминает кривую потенциала самопроизвольной поляризации [SP curve].
Кривая нейтронного каротажа регистрируется справа и соответствует кривой удельного сопротивления.
Сочетание этих кривых показывает фоновую (естественную) и искусственную радиоактивность в скважине.
Прибор для гамма-каротажа [gamma ray logging device] обычно состоит из ионизационной камеры [ionization chamber], заполненной инертным газом при высоком давлении [charged with an inert gas under high pressure]. Гамма-излучение, испускаемое [to emit] пластом породы, проникает в камеру. Некоторые из гамма-частиц сталкиваются [to collide] с атомами газа, выбивая [to liberate] из них электроны и генерируя таким образом ток. Сигнал передается на поверхность, усиливается и регистрируется в виде кривой его зависимости от глубины. Величина [magnitude] тока непосредственно связана с интенсивностью гамма-излучения.
Кривая гамма-излучения (или диаграмма гамма-каротажа) фиксирует естественную радиоактивность пластов. Величина радиоактивности зависит от типа горной породы.  Наибольшую природную радиоактивность имеют сланцевые породы, они обнаруживаются по отклонениям вправо [right-hand deflections] на диаграмме.
Для вулканических пород [igneous rocks] радиоактивность выше, чем в случае осадочных пород [sediments], поэтому они легко различаются по диаграммам гамма-каротажа. Нейтронный каротаж проводят, перемещая по стволу скважины источник излучения нейтронов высокой энергии и детектор излучения, расположенный на определенном расстоянии от источника. С помощью источника осуществляется бомбардировка породы постоянным потоком нейтронов, а детектор регистрирует вторичное гамма-излучение переменной интенсивности. Полученная кривая содержит в себе информацию о жидкости, находящейся в породе. Нейтроны с большой скоростью равномерно [uniformly] во всех направлениях испускаются [to emit] в ствол скважины. Во время своего движения наружу они рассеиваются [to scatter] и тормозятся при столкновениях и, наконец, захватываются [to capture]. Свойства окружающего материала таковы, что дальность перемещения нейтронов всегда оказывается меньше, чем расстояние между источником излучения и детектором. Выходной сигнал детектора [response of the detector] возрастает при уменьшении содержания водорода в окружающем пространстве.

Прочие приборы для каротажа

Существует много других типов приборов для проведения каротажа, которые используются с большим или меньшим успехом.

Акустический каротаж [acoustic log] использует ультразвуковые сигналы [ultrasonic signals], которые генерируются и проходят сквозь буровой раствор в прилежащие пласты породы. Результирующий сигнал преломляется, распространяется параллельно стволу скважины и улавливается [to pick up] приемником. Скорость сигнала, проходящего через пласт, измеряется с помощью прибора для каротажа и регистрируется [to record] на поверхности. Данные акустического каротажа позволяют получить информацию о литологии пластов. Поскольку скорость звука различна в разных типах пород, то их легко отличить друг от друга. Кроме того, можно оценить пористость, поскольку в нефти и газе скорость звука ниже, чем в воде; измеряя время прохождения, можно также определить насыщенность [saturation] пласта флюидом.
Диаграмма диаметра скважины (кавернограмма) [caliper log] регистрирует диаметр скважины в зависимости от глубины. Прибор для таких измерений состоит из набора пружин, которые растягиваются поперек [to expand against] ствола скважины (рис. 6.7).

Центральный стержень [center rod] соединяется с нижними концами пружин, которые, растягиваясь [to telescope], попадают в полость [cavity], содержащую индукционную катушку [electrical coil].
В результате движения центрального стержня, проходящего через катушку, возникает электрический ток, который непрерывно регистрирует данные о диаметре ствола скважины; полученный сигнал записывается на поверхности. Диаграмма диаметра скважины позволяет определить [to compute] объем скважины, что нужно для цементирования. Кроме того, эти данные дают возможность рассчитать скорость циркуляции бурового раствора [annular drilling fluid velocity] для определения его объема, необходимого для подъема шлама на поверхность. Такие данные также могут оказаться полезными при литологической корреляции [lithologic correlations], выборе положения для установки пакера и для оценки толщины спекшейся корки на стенках.

Термограмма скважины (термокаротаж) [temperature log] — это кривая изменения температуры в скважине в зависимости от глубины. Измерения проводят с помощью электрических либо автономных термических приборов [self-contained temperature devices]. Так как температура обычно равномерно меняется в зависимости от глубины, любое отклонение или внезапное изменение могут указывать на расширение газа или на иное движение газа или жидкости. Это может свидетельствовать о неплотности обсадной колонны, наличии зоны потери бурового раствора или даже газоносного участка.

Измерение наклона пласта [dip log] — это регистрация данных по наклону пласта в зависимости от глубины. Измеряется как угол наклона, так и его направление. Запись осуществляется с помощью сложного инструмента, который является модификацией инструмента для микрокаротажа, способного измерять угол наклона пласта породы, через который идет бурение. Данные по наклону полезны при установлении искривления скважины, а также для составления структурной карты пластов [subsurface mapping of the rock formations] и для определения правильного направления дальнейшего бурения по отношению к скважине, открывшей новое месторождение, или к сухой скважине. 

Прочие используемые виды каротажа включают диаграмму положения муфт [collar locator logs], метод радиоактивных меток [radioactive tracers], диаграммы инклинометрии [directional logs] и качества связи цемента [cement bond logs], перфорационный каротаж [perforation logs] и многие другие.
Неспециалист может задуматься о нужности такого огромного объема информации, получаемого за счет различных методов каротажа. Однако не стоит забывать, что потенциальные разрабатываемые нефте- и газоносные пласты залегают на нескольких тысячах футов под поверхностью земли и в большинстве случаев их невозможно исследовать непосредственно. В связи с этим методы косвенного анализа являются единственно возможными и, так как задействованы большие суммы денег, имеет смысл собрать всю возможную информацию, которая поможет решить вопрос, будет ли скважина продуктивной.

Отбор керна

Несмотря на высокую стоимость, отбор керна — оптимальный метод, дающий возможность получить образец пласта подземной породы на месте скважины для подробного литологического исследования, а также для последующих лабораторных исследований. Если изучение обломков породы разбуриваемого пласта укажет на возможное присутствие нефти или газа, то проводят более подробные исследования. Один из способов получить дополнительную информацию связан с кернами — крупными цилиндрическими кусками пород пласта.
С целью извлечения керна бурильную колонну удаляют из скважины, туда вносят колонковое буровое долото или боковой керноотборник [sidewall corer] и начинают отбор керна. Данную операцию можно проводить двумя основными способами: бурением с отбором керна буровым наконечником (стандартный способ) [conventional coring] и боковым отбором керна [sidewall coring].
Далее мы рассмотрим оба способа и отметим их достоинства и недостатки.

Стандартный способ отбора керна

Несмотря на существование различных типов колонковых буровых инструментов, для отбора керна почти повсеместно применяют алмазные инструменты вследствие их экономической эффективности. Они могут быть использованы как при работе с колонковым долотом, так и в случае отбора керна съемным керноотборником. Надежность резки и эффективность при работе этими инструментами, а также длительный срок службы в скважине могут сократить время бурения более значительно, чем нужно для компенсации их дополнительной стоимости.
Колонковое долото — это специальное буровое долото с отверстием посередине (рис. 6.8).

Рис. 6.8. Колонковое долото и образцы кернов
В процессе бурения часть пласта остается в этом отверстии. Длина данной оставшейся части меняется от 3 до 25 м, в зависимости от типа используемого керноотборника [core barrel].
Съемный керноотборник помещается внутрь бурильной трубы и может быть удален без поднятия всей бурильной колонны. Однако в этом случае обычно отбирается керн меньшего размера (4,5 м в длину и 2—5 см в диаметре). При получении кернов большего размера керноотборник в виде бурового наконечника прикрепляется к нижней части буровой колонны.
Для отбора керна после проходки определенной длины бурильная колонна должна быть целиком поднята из скважины. Части керна вынимают из керноотборника, протирают, не промывая, очищают от бурового раствора, а затем измеряют. Когда длина извлеченного керна не совпадает с длиной проходки колонковым долотом, недостающую часть считают утерянной в нижней части скважины (если нет фактов, противоречащих этому). Затем специалист — инженер или геолог — проводит первичное исследование для установления целесообразности проведения лабораторного анализа. Если планируется проведение анализа, керн немедленно помещают в ящики. Каждый ящик маркируют с торца, обозначая номер ящика и номер керна. На боковой стороне рисуют стрелку, обозначающую ориентацию (сверху вниз) керна в ящике. Глубина, с которой был извлечен керн, также должна быть обозначена в виде интервала величин на дне и на боковой стороне ящика.
В лаборатории определяют пористость, проницаемость, водонасыщенность [water saturation] и нефтенасыщенность пласта, через который идет бурение. Эту информацию объединяют с данными геологических исследований, полученных в месте расположения скважины [wellsite geologist’s data], включая данные по наклону, трещинам в породе, нерегулярности залегания [bedding irregularities], неравномерности окраски [mottling], а также с результатами испытаний на флуоресценцию в ультрафиолете (нефть флуоресцирует в ультрафиолетовом свете) — для более надежной оценки потенциальной продуктивности пласта.

Боковой отбор керна

Боковой отбор керна является дополнительной операцией, которая используется в тех случаях, когда вынос керна традиционным способом слишком мал или когда в процессе бурения вообще не производили отбора кернов. Для получения бокового керна в скважину вносят специальное оборудование и на поверхность поднимают образец из стенки скважины (рис. 6.9). При таком методе отбирают небольшие образцы — около 10 см в длину и 2—3 см в диаметре; поэтому данные, полученные таким методом, менее надежны. Однако боковой отбор керна занимает меньше времени и требует меньших затрат. Специалист должен взвесить преимущества и недостатки каждого варианта и принять решение.

Опробование пласта

Если выводы, основанные на данных, полученных описанными выше методами исследования, выглядят обнадеживающими, можно провести исследование опробователем пласта, спускаемым на бурильных трубах (опробование пласта) [drillstem]. Опробование пласта моделирует условия законченной скважины. Во время опробования перспективный интервал изолируют от остальной части ствола скважины с помощью пакера или системы клапанов [valve assembly]. При этом жидкость из пласта направляется внутрь бурильных труб, а затем выносится на поверхность. Опробование пласта можно проводить как в обсаженных так и в необсаженных скважинах. Его основной задачей является определение типов жидкостей или газов в пласте и производительности скважины. Все эти виды исследований помогают буровым мастерам и инженерам-нефтяникам определить момент, когда бурение скважины проходит через продуктивный пласт с промышленным количеством нефти. Если данная скважина не представляется перспективной, ее считают «сухой» и ликвидируют (заполняют цементной пробкой) [to plug].
Если же скважина может оказаться перспективной, осуществляют заканчивание скважины.