3.7. Геофизические исследования скважин

Результаты геофизических исследований играют существенную роль в процессе геологоразведочных работ при поисках, разведке, разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа. Все важнейшие геологические выводы и решения принимаются, в большинстве случаев, на основании данных геофизических исследований по наземным и скважинным работам. В связи с чем достоверность геологоразведочных работ в прямой степени зависит от качества и достоверности данных геофизических исследований [Дамаскин А.А., Ефимов В.А. Проблемы качества и достоверности результатов геофизических исследований скважин на нефть и газ. //Наука и ТЭК. -2012. -№ 5, с. 44-46, 6.].

В настоящее время прирост запасов углеводородов и их промышленное освоение происходит за счет открытия залежей в сложнопостроенных коллекторах терригенного и карбонатного типа. Повышение эффективности геологоразведочных работ при этом невозможно без совершенствования способов и методик интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС). Важнейшим звеном данной проблемы является петрофизическое обеспечение методов ГИС на базе экспериментальных и теоретических исследований. Необходимым условием определения подсчетных параметров, устанавливаемых по данным ГИС – эффективная толщина, коэффициенты пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности (К_п, К_пр, К_нг) - является использование петрофизических критериев выделения продуктивного коллектора (граничные значения К_пгр, К_вгр, К_пргр) при определении петрофизических связей. Для определения общей и открытой пористости коллекторов там, где позволял минеральный состав коллекторов и комплекс ГИС, проведенный в скважине, были использованы данные нейтронного гамма метода, плотностного гамма-гамма каротажа и акустического каротажа. Определение коэффициента нефтенасыщенности проводилось по данным электрометрии. Расчет К_н производился по уравнению Дахнова-Арчи с использованием петрофизических зависимостей Р_п=f(K_п) и Р_и=f(K_н), установленных на керне пластов-аналогов близлежащих месторождений. Исследуя зависимость К[пр]=f(K[п], K[ов]), замечено, что при одних и тех же значениях пористости абсолютная проницаемость изменяется в достаточно широком диапазоне. Это обусловлено присутствием глинистого материала в поровом пространстве породы, объем которого большей частью отождествляется со «связанной водой» и определяется коэффициентом остаточной водонасыщенности (К_ов). Поэтому при оценке К_пр важно учитывать влияние остаточной водонасыщенности [Хусаинова А.М., Шишлова Л.М. Роль петрофизической зависимости при интерпретации методов ГИС (на примере Южно-Выинтойского месторождения). //62 Научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 2011. Сборник материалов конференции. -Уфа. -2011. С. 352-353.].

До конца 90-х годов прошлого столетия комплекс ГИС по контролю технического состояния и качества цементирования обсадных колонн выполнялся скважинными приборами аналогового типа за 4 спускоподъемные операции. Интерпретация результатов исследований выполнялась по каждому отдельному методу, комплексная интерпретация данных не проводилась. В 2000 году в ОАО НПФ «Геофизика» разработан и освоен серийный выпуск программно-управляемого аппаратурно-методического комплекса АМК-2000, состоящего из цифровых скважинных модулей, позволяющих выполнять типовой комплекс ГИС по контролю технического состояния и качества цементирования обсадных колонн за одну или две спускоподъемные операции. С 2005 года ОАО НПФ «Геофизика» выпускает модернизированный комплекс АМК-2000М, включающий дополнительно модуль сканирующего акустического цементомера МАК-СК, а с 2008 года - комплекс АМК-2000СК, содержащий модуль акустического каротажа МАК-9-СК интегрально-сканирующего типа. Для контроля качества цементирования обсадных колонн малого диаметра (102-127 мм) освоен серийный выпуск аппаратурно-методического комплекса АМК-2064 диаметром 64 мм. С 2010 года в ОАО НП «Геофизика» начато производство универсального аппаратурно-методического комплекса сканирующего типа АМК-2000СКУ, позволяющего за одну спускоподъемную операцию выполнять типовой комплекс по контролю качества цементирования скважин с доставкой комплекса в интервал исследований, либо с использованием каротажного кабеля и скважинного модуля телеметрии (для передачи скважинной информации в наземный регистратор), либо с использованием насосно-компрессорных или бурильных труб и записью информации в скважинный автономный блок батарей и регистрации [Сулейманов М.А., Исламгулов В.И., Галеев Р.Р., Булгаков А.А. Аппаратурно-методические комплексы для контроля качества цементирования вертикальных и горизонтальных скважин. //18 Научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках 20 Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012», Уфа, 23 мая, 2012. Тезисы докладов. -Уфа. -2012. С. 6-14.: ил.].

В последнее время рассматриваются возможности сейсморазведки для прямых поисков нефти и газа в выявленных ловушках. Эта задача не только важная, но и сложная. Она требует детального анализа кинематики и динамики сейсмических волн для оценки индикаторов флюидонасыщенности. Для выработки методологии прямых поисков нефти и газа сейсморазведкой необходимо оценить влияние насыщения песчано-глинистых коллекторов на их упругие свойства в термодинамических условиях их залегания. Актуальность проблемы также связана с возможностью получения достоверной информации об акустических свойствах горных пород в обсаженных скважинах, уверенная информация о которых может быть получена при хорошем и среднем качестве цементирования затрубного пространства. Данные предпосылки предрасполагают к комплексированию ядерных и акустических методов для определения характера насыщения коллекторов, находящихся за обсадной колонной, а также для выделения водонефтяных (ВНК) и газоводяных (ГВК) контактов в условиях низкоминерализованных подошвенных вод. Для того, чтобы решить поставленную задачу, на основании графических приложений обязательного комплекса геофизических исследований (ГИС) необсаженных скважин ПФ «СеверГазГеофизика» произведен анализ влияния того или иного фактора, а в особенности порового флюида, на скорость распространения упругих волн в рассматриваемом продуктивном интервале массива горных пород на примере месторождений Надым-Тазовской синеклизы (Уренгойского и Ямбургского НГКМ). Успешное решение поставленной задачи увеличит информативность результатов акустического каротажа (АК) и всего комплекса ГИС [Овчаренко Н.А., Скоробогач Ю.А. Оценка влияния насыщения песчано-глинистых коллекторов на их упругие свойства (на примере Уренгойского и Ямбургского нефтегазоконденсатных месторождений, ЯНАО). //Актуальные проблемы геологии, планетологии и геоэкологии. Сборник тезисов и статей Всероссийской молодежной конференции, Новочеркасск, 16 мая, 2012. -Новочеркасск. -2012. С. 72-74.].

На территории Российской Федерации на многопластовые месторождения приходится 95% промышленных запасов нефти. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что львиная доля капитальных вложений приходится на строительство скважин. В связи с этим, экономически целесообразно проводить объединение нескольких объектов разработки одной сеткой скважин. В 2005 году на заседании нефтяной секции ЦКР Роснедра были рассмотрены вопросы повышения эффективности эксплуатации на многопластовых месторождениях [Лаптев В.В., Бабушкин И.П., Якин М.В. Интеллектуальные скважины с УЭЦН: мониторинг работы пластов и оборудования. //18 Научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках 20 Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012», Уфа, 23 мая, 2012. Тезисы докладов. -Уфа. -2012. С. 57-62.].

В настоящее время ОАО НПП «ВНИИГИС» остается одним из крупнейших научно-производственных центров по геофизическим исследованиям скважин в России. Уже более полувека институт активно действует на рынке геофизических услуг и технологий. Учеными и специалистами ОАО НПП «ВНИИГИС» создан широкий спектр современных аппаратурных средств и технологий, позволяющий значительно повысить эффективность поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, в том числе, и в сложных условиях. Основными деловыми партнерами ОАО НПП «ВНИИГИС» являются предприятия многих регионов Российской Федерации, а также предприятия ближнего и дальнего зарубежья [Перелыгин В.Т., Даниленко В.Н., Лысенков А.И., Чупров В.П. Новые технологии ОАО НПП «ВНИИГИС» для исследования нефтяных и газовых скважин. //18 Научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках 20 Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012», Уфа, 23 мая, 2012. Тезисы докладов. -Уфа. -2012. С. 25-40.].

Задачам гидродинамического моделирования предшествует построение геологической модели, для чего необходима информация о микроструктуре исследуемой среды. В последнее время происходит быстрое развитие исследований микроструктуры естественных и искусственных материалов на основе рентгеновской микротомографии. Современные коммерческие микротомографы позволяют создавать трехмерные модели объектов с характерным разрешением 500 нм – 10 мк и с характерным количеством вокселей 512³-4096³, геометрические размеры объектов исследования лежат в пределах 10-500 мм. При этом цели исследования определяются природой объектов и интересами соответствующей области науки: медицины, материаловедения, микроэлектроники и др. В силу сравнительной новизны метода и отсутствия научно-обоснованных техник обработки такого рода данных, микротомографическая информация недостаточно изучена и систематизирована. Так как микротомограммы пород представляют собой трахмерные стохастические объекты, для анализа и систематизации информации, содержащейся в микротомограммах, предлагается использовать геостатистические методы [Свительман В.С., Динариев О.Ю. Геостатистический анализ анизотропии микротомограмм горных пород. //Препр. -2012. -№ 2, с. 111-114.: ил.].

Анализ качества первичных данных геофизических исследований скважин (ГИС) ряда месторождений ОАО «ТНК-ВР» позволил выявить наиболее распространенные причины, влияющие на вариацию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, полученных в результате интерпретации: отсутствие стандартизации и нормализации каротажа; использование ограниченного комплекса ГИС в разрезах со сложной литологией. Несмотря на, казалось бы, разные источники погрешностей в записи кривых каротажа для месторождений, находящихся на ранних (Восточный Уват) и поздних (Оренбуржье) стадиях разработки, многие из них оказались идентичными: разные подрядчики, типы геофизической аппаратуры, скважинные условия при первичном вскрытии пласта и записи данных ГИС, отсутствие в разрезе выдержанных опорных пластов, распределение данных, полученных при изучении керна. Месторождения, разбуриваемые с 2000 г., характеризуются, с одной стороны, достаточно широким спектром данных ГИС как стандартных, так и полученных специальными методами, с другой, – отличием каротажных комплексов (МЕГА, АВТОНОМ, FOCUS, PEX), применяемых разными подрядчиками. Практически весь изученный керновый материал получен в разведочных скважинах, в которых каротаж был выполнен российскими компаниями, в то время как основное внимание при интерпретации сосредоточено на скважинах эксплуатационного фонда, комплекс ГИС в которых проведен зарубежными компаниями. Такая ситуация требует приведения к единому виду всех материалов каротажа по месторождению. Месторождения, находящиеся на поздних стадиях разработки, характеризуются высокой разбуренностью, но на них выполнен ограниченный комплекс ГИС. Несмотря на то, что продуктивными являются как терригенные, так и карбонатные породы, комплекс ГИС не претерпел качественных изменений с 80-х годов XX века. Кривые ГИС также записаны в разные годы бурения с помощью различных геофизических приборов с разными подходами к их поверке, калибровке, без учета скважинных условий и требуют приведения к единому виду перед использованием в интерпретации. Ограниченный комплекс ГИС и низкая освещенность керновыми исследованиями приводят к погрешностям, не позволяющим получить достоверные ФЕС, и часто параметры для геологического моделирования закладываются по аналогии, которая является кажущейся. Для уменьшения «коридора» неопределенностей рассмотрены различные подходы к нормализации, стандартизации и корректировке данных на примере месторождений Восточного Увата и Оренбурга. В рамках петрофизической модели одного из месторождений выполнена оценка влияния неопределенностей на параметры, количественно характеризующие запасы нефти [Немирович Т.Г., Щетинина Н.В. Подходы к обработке исходных данных геофизических исследований скважин для повышения точности результатов интерпретации и снижения геологических неопределенностей. //Нефт. х-во. -2012. -№ 10, с. 12-15.: ил.].

Теоретические основы энергоинформационного метода геофизического исследования геологической среды для оценки и прогноза в ней аномально высоких пластовых (поровых) давлений базируются на использовании информации о Р-волне, регистрируемой при проведении сейсморазведки МОГТ, сейсмического и акустического каротажах. Кроме того, эффект связан с режимно-технологическими параметрами процесса бурения глубоких и сверхглубоких скважин на нефть и газ [Карпенко В.М., Стародуб  Ю.П. ,Гладун В.В., Стасенко В.М.. Енергоiнформацiйний метод геофiзичного дослiдження геологiчного середовища з оцiнки та прогнозування пластових тискiв.. //Нафт. i газ. пром-сть. -2012. -№ 2, с. 3-7.].

На современном этапе поисковые и разведочные работы довольно часто выполняются на объектах со сложнопостроенными пластами, которые характеризуются различной по масштабу неоднородностью, связанной с литолого-фациальными условиями седиментации. Все это ухудшает корреляцию фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров, а также осложняет интерпретацию данных геофизических исследований скважин (ГИС). Ярким примером объектов сложного строения являются викуловские отложения Красноленинского свода, характеризующиеся переслаиванием тонких слоев песчаников, алевролитов и глин. В породах викуловских отложений преобладают два типа распределения глинистого материала слоистый и дисперсный. При слоистом типе распределения глина может находиться в виде прослоев и в виде полностью глинистого пласта. Такое распределение характеризуется микрослоистостью и микровключениями размером от десятых долей миллиметра до первых сантиметров, мезослоистостью с размером включений от первых сантиметров до 20-25 см, а также сочетанием микро- и межслоистостей. Дисперсная глина может кольматировать поровое пространство песчаника до тех пор, пока оно не будет заполнено ею полностью. Кроме того, отмечается неоднородность нефтенасыщения коллектора в разрезе. Нефтенасыщенные прослои залегают не в кровле, а распределены по толщине пласта. Масштабы данной неоднородности сопоставимы с масштабом слоистости, однако подчиняются другой закономерности. Для определения закономерности распределения неоднородности насыщения были сформированы массивы определений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) образцов керна, имеющих признаки нефтенасыщения, и образцов керна без таких признаков, но расположенных в непосредственной близости от первых. Из сопоставлений пористости и проницаемости, определенных по керну, видно, что расположенные в непосредственной близости слои могут различаться характером насыщения, если отличие по проницаемости составляет 2-3 раза. Для рассматриваемого сопоставления различие в характере насыщения отмечается при проницаемости 0,03 мкм² [Акиньшин А.В., Ефимов В.А. Петрофизическая модель сложнопостроенных пластов на примере викуловских отложений Красноленинского свода. //Нефт. х-во. -2012. -№ 8, с. 22-24.: ил.].

Н.Л. Миронцовым предложен метод решения обратной задачи каротажного зондирования, базирующийся на возможности учитывать количественную связь между ошибкой измерения и ошибкой инверсии. Проанализирована возможность эффективно учитывать ошибку существующих методов решения обратной задачи электрометрии. Оценена эффективность использования при интерпретации таблицы, связывающей параметры модели пласта с данными измерений. Предложенный метод дает возможность выделять пласты с проникновением без использования дополнительной информации о коллекторских свойствах разреза [Миронцов Н.Л. Метод решения обратной задачи электрометрии скважин. //Геофиз. ж. -2012. -34. -№ 4, с. 193-198.].

Тем же автором рассмотрены особенности геофизических исследований скважин в условиях сложнопостроенных коллекторов - анизотропных, остаточного нефтенасыщения, пропущенных и с аномально низкими сопротивлениями. Показана неэффективность возобновления геоэлектрических параметров разрезов, содержащих такие объекты, при помощи стандартного комплекса (боковое каротажное зондирование, боковой каротаж, индукционный каротаж.) Оценена величина необходимой вертикальной разделительной способности аппаратурно-методического комплекса для исследования таких объектов [Миронцов Н.Л. Анализ возможностей стандартного комплекса электрометрии для решения актуальных задач геофизического исследования скважин. //Геофиз. ж. -2012. -34. -№ 1, с. 159-170.].

Обычно при проведении геофизических исследований скважин (ГИС) в России при разработке нефтяных и газовых месторождений, требуется проведение каротажа с минимальным временем и максимальной информативностью. Это означает, что к участию в проведении ГИС допускаются только те геофизические компании, которые могут исследовать большим количеством методов за одну спускоподъемную операцию. В ОАО НПФ «Геофизика» разработан ряд аппаратно-методических комплексов для решения этих задач. Это автономные комплексы, спускаемые на трубах, комплексы кабельного варианта. Последней из разработок является комплекс МАГИС, который включает в себя 8 методов ГИС за одну спускоподъемную операцию. В полной сборке значение скорости каротажа ограничивается методами радиоактивного каротажа, в том числе ГК, ГК-С, ГГК-П, 2ННК-Т, НГК. Для аппаратуры стационарного нейтронного каротажа в вариантах 2ННК-Т и НГК максимальная скорость каротажа определяется допускаемой статической погрешностью [Беляев А.А., Иванов В.Я., Султанов У.Ш., Богдан В.А. Проблемы повышения скоростей нейтронного каротажа. //18 Научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках 20 Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012», Уфа, 23 мая, 2012. Тезисы докладов. -Уфа. -2012. С. 41-44.].

Ю.Г. Астраханцев и Н.А. Белоглазова составили монографию, посвященную разработке общих принципов построения и практической реализации комплекса магнитометрической аппаратуры и методики, позволяющих производить в сверхглубоких и разведочных скважинах одновременные и непрерывные измерения всех параметров вектора геомагнитного поля, пространственного положения скважины, величины магнитной восприимчивости горных пород и их регистрацию на ЭВМ или компьютеризованных каротажных комплексах. Аппаратура позволяет проводить оперативную обработку результатов измерений в полевых условиях, что расширяет область применения и повышает эффективность метода скважинной магнитометрии. Приведены примеры практического применения данной аппаратуры при исследовании сверхглубоких и разведочных скважин, а также для решения технологических задач [Астраханцев Ю.Г., Белоглазова Н.А. Комплексная магнитометрическая аппаратура для исследований сверхглубоких и разведочных скважин. Екатеринбург.: УрО РАН. –Екатеринбург. -2012. 120 с.: ил.].

Подсчет запасов и разработка месторождений углеводородов в настоящее время ведется на основе трехмерных геолого-геофизических моделей, которые являются неотъемлемой частью проектных документов. Точность построенных геолого-геофизических моделей зависит от погрешностей: геофизические (каротажных) исследований; данных сейсморазведки 2D и 3D; определение структурно-геометрических параметров объекта разработки; определение контуров нефте- и газоносности; выделение коллекторов продуктивного пласта; определение интервалов перфорации. Очевидно, что степень достоверности перечисленных данных зависит от количества контрольных точек, в которых получена информация о пласте. Объем части пласта, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследованиям, находится в диапазоне от 0,00004 до 0,00016%, а по геофизическим данным от 0,022 до 0,088% от объема пласта. Все данные имеют различные погрешности в диапазоне от 5 до 20%, поэтому интегральную погрешность данных, получаемых из геолого-геофизической модели, можно оценить в 20%. Этим обстоятельством определяется необходимость проведения исследовательских работ по уточнению коллекторских и других параметров модели объекта разработки. В связи с этим, необходимо объективно оценивать результаты определения подсчетных параметров и, как следствие, результаты подсчета запасов углеводородов. Поставленную задачу предлагается решить, рассматривая экспериментальные геолого-геофизические данные и связи между ними, как нечеткие множества, что позволит более точно проводить определение подсчетных параметров, т.к. данные такого рода характеризуются большой мерой разброса [Кулешов В.Е., Могутов А. С. Определение коэффициентов пористости и нефтенасыщенности верхнедевонских карбонатных отложений Сотчемьюского месторождения методом нечетких петрофизических композиций. //Сборник научных трудов. Материалы Научно-технической конференции УГТУ, Ухта, 17-20 апр., 2012. -Ухта. -2012. С. 30-34.: ил.].

Для определения электрического сопротивления пластов горных пород, окружающих обсаженную металлической колонной скважину предлагается способ, заключающийся в следующем: определение первых и вторых разностей потенциала производят с помощью совокупных измерений двух измерителей малых величин, измеряющих падения напряжений между соседними электродами эквидистантной тройки измерительных электродов. При определении сопротивления отрезка колонны учитывают неравномерность растекания вверх и вниз по колонне токов, подаваемых в токовые электроды. Изобретение направлено на подавление зависимости измеряемого удельного электрического сопротивления пластов горных пород от систематических мультипликативных погрешностей измерителей малых величин, повышение качества и достоверности измерений [Кашик А.С., Рыхлинский Н.И. Способ электрического каротажа обсаженных скважин. /Пат. 2467358 RU, МКИ G01V 3/20 (2006.01). № 2011104094/28. Заяв. 04.02.2011. Опубл. 20.11.2012.].

Эффективным средством изучения свойств и состояния массивов горных пород является скважинный акустический каротаж. В частности, такие исследования проведены при инженерно-геологическом изучении Юбилейного месторождения (Башкирия). Получены подробные данные по скорости распространения продольной упругой волны по профилю разведочных скважин. Ранее на основе установленных корреляционных связей была разработана методика косвенного определения свойств горных пород, где в качестве критерия также был использован показатель скорости продольной волны. Однако свойства, между которыми найдены взаимосвязи, определись на образцах в виде кернов, извлекаемых из разведочных скважин. При извлечении эти образцы разгружались. Тогда для корректного использования установленных зависимостей необходимо исследовать и в дальнейшем учитывать влияние напряжений массива на свойства горных пород. Изменение свойств пород под действием горного давления, связанного с увеличением глубины отработки месторождений, обусловлено изменением структуры пород. С одной стороны, действие горного давления заключается в уменьшении пористости, увеличении площади контактов минеральных зерен, залеживании микротрещин и других дефектов структуры, что сопровождается увеличением прочности и упругости горных пород. С другой стороны, при превышении предела упругости данной породы возникает пластическая деформация, сопровождающаяся зарождением и ростом трещин, их объединение в локальные очаги нарушений, которые в конечном итоге приводят к разрушению пород - образованию зон дробления. В таких зонах (они на месторождении определены) скорость волны падает практически до нуля и УЗК-каротаж полезной информации не несет. Поэтому задачей данных исследований является изучение влияния горного давления в пределах упругости горных пород [Латышев О.Г., Мартюшов К.С., Карасев К.А.и др. Акустические исследования состояния и свойств горных пород и массивов. //Технология и безопасность взрывных работ. Материалы научно-технической конференции «Развитие ресурсосберегающих технологий во взрывном деле», прошедшей в рамках 4 Уральского горнопромышленного форума, Екатеринбург, 12-14 окт., 2011. -Екатеринбург. -2011. С. 62-65.: ил.].

В ООО «ТНГ-Группс» разработан многоцелевой аппаратурно-программный комплекс (МАНК) на основе высокочастотного импульсного нейтронного генератора. МАНК позволяет измерять характеристики замедления нейтронов и по ним определять пористость коллекторов нефти и газа. Система позволяет измерять макросечение захвата тепловых нейтронов (СИГМА) в пласте и скважине. Комплекс можно использовать для физического и математического моделирования задач МАНК. Комплекс обладает высокой чувствительностью и помехоустойчивостью [Киргизов Д.И., Косарев В.Е., Лухминский Б.Е., Тепляков А.В. Моделирование задач для многоцелевого аппаратурно-программного комплекса на основе высокочастотного импульсного нейтронного генератора. //Каротажник. -2013. -№ 2, с. 65-76.].