ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

за счет выпадения глинистой фазы промывочной жидкости на стенки коллектора, образуется так называемая глинистая корка, толщина которой обычно от 5 до 20 мм. При контакте глин с промывочной жидкостью на водной основе за счет их разрушения наблюдается увеличение диаметра скважины в их интервале (образуются каверны). В зоне проникновения фильтрат промывочной жидкости смешан с пластовой водой, и ее удельное сопротивление изменяется в радиальном направлении.

Проникновение фильтрата может привести к повышению сопротивления пласта (повышающее проникновение). Это обычно наблюдается при проникновении пресного фильтрата в водоносные пласты, насыщенные более минерализованной водой, а также в нефтеносные пласты при ихнизкой нефтенасыщенности.

Понижающее проникновение происходит, когда сопротивление фильтрата меньше, чем сопротивление воды, насыщающей поры породы, либо при проникновении фильтрата в нефтегазонасыщенныепластывследствиевытеснениянефтиигазафильтратом.

Наиболее измененная влиянием проникновения часть пласта, расположенная непосредственно у стенки скважины, называется промытой зоной. В этой зоне фильтрат промывочной жидкости практически полностью вытесняет подвижный пластовый флюид. С увеличением расстояния от стенки скважины объем фильтрата в единице объема породы постепенно уменьшается, и сопротивление зоны проникновения ρзп достигает сопротивления неизмененной части пласта ρп.

Сопротивление промытой зоны ρпп водоносного пласта определяется обычно сопротивлением фильтрата промывочной жидкости и пористостью пласта. В промытой зоне нефтеносного пластапроисходит замещениепластовой воды и нефти фильтратом промывочной жидкости, но в тонких порах и тупиках коллектора нефть частично сохраняется. Принято считать, что в промытой зоне содержится 20–35 % остаточной нефти. В глинистых коллекторах, а также при большой вязкости нефти остаточная нефтенасыщенность может достигать и больших значений. В газоносных

21

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

пластах остаточная газонасыщенность всегда больше остаточной нефтенасыщенности даже для очень вязких нефтей.

В ходе или после бурения скважин их обсаживают стальной колонной труб и в затрубное пространство закачивают цемент. Проникая в трещины и поры горных пород, цемент или буровая жидкость меняют физические свойства пород, что вносит искажения в результаты ГИС. Они влияют на показания методов ГИС, искажая их по сравнению с результатами измерений в моделях однородных сред. Эти искажения необходимо учитывать при интерпретации данных ГИС.

1.2. Геолого-технологические исследования скважин в процессе бурения

Геолого-технологические исследования (ГТИ) проводятся непосредственно в процессе бурения скважины и решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных пластов-коллекторов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения. Производится оперативный контроль траектории проводки скважины (используются телесистемы ЗТС-4МЭ, ЗТС-42ЭМ). Партия ГТИ оснащена газокаротажной станцией «ИМС 96-03», в состав которой входят:

–дегазатор поплавкового типа (функциональное назначение – непрерывное извлечение газа из бурового раствора в виде газовоздушной смеси);

–суммарный газоанализатор СГА-02 (непрерывное опре-

деление суммы углеводородных газов (УВГ), содержащихся

вгазовоздушной смеси (ГВС);

–раздельный газоанализатор «Геопласт – 04М», в котором происходит деление ГВС, подаваемой на вход, на отдельные компоненты. В итоге мы получаем количественные и качествен-

22

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ные значения первых пяти компонентов УВ-газов, находящихся

вгазовоздушной смеси (метан, этан, пропан, бутан, пентан);

–микроскоп и люминоскоп;

–системасотовойсвязи(спутниковыйтелефон«Globalstar»);

–телевизионная камера наблюдения «AVC-211»;

–программное обеспечение контроля траектории проводки скважины по данным инклинометрии;

–программно-методическое обеспечение интерпретации данных газового каротажа.

Газовый каротаж – исследование содержания газовых и жидких углеводородов в выбуренном объеме породы в процессе бурения скважины. Исследования газосодержания промывочной жидкости проводятся по стандартной методике, которая заключается:

–в непрерывной дегазации промывочной жидкости с помощью поплавкового дегазатора, устанавливаемого в желобе (или перед виброситом);

–транспортировке газовоздушной смеси, обогащенной углеводородами по вакуумной линии в блок газоанализатора;

–регистрации показаний компонентного состава газа (РАГ) в функции глубин;

–регистрации суммарных газопоказаний (Гcум) в функции глубин;

–в анализе газовоздушной смеси на присутствие углеводородов (рис. 1.2).

При поступлении газа из пласта-коллектора:

–начало аномалии соответствует кровле пласта, а максимум – подошве;

–при выявлении газовой аномалии, обусловленной поступлением в буровой раствор пластового газа, определяется характер насыщения пласта по изменению относительного состава газа;

23

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

–следует отметить, что в момент проходки газонасыщенных пластов извлеченный из бурового раствора газ будет состоять преимущественно из метана;

–при вскрытии пластов, содержащих нефть, в составе газа должна возрастать роль более тяжелых углеводородов.

Детально-механический каротаж. На сводной диаграмме геологических исследований представлены также кривые изменения механической скорости бурения, или ДМК (детальный механический каротаж). Механический каротаж проводится путем измерения времени бурения заданного интервала проходки (1,0 м) или механической скорости через 0,5 м с помощью датчиков, входящих в комплект станций ГТИ (см. рис. 1.2).

Механическая скорость бурения зависит как от свойств разбуриваемых пород, так и от ряда технологических факторов (режима бурения, применяемого бурового раствора, технического состояния ствола скважины и т.д.), т.е. является обобщенным параметром, характеризующим процесс разрушения горной породы. При постоянном режиме бурения механическая скорость будет определяться критическим напряжением горных пород,

которое характеризует физико-механические свойства пород, в том числе плотность и пористость.

Наибольшую прочность имеют кварцевые песчаники с кремнистым цементом, наименьшую – песчаники с глинистым цементом. Глины, аргиллиты, пески отличаются низкими значениями критического напряжения.

Шлам и керн являются источником прямой, непосредственной информации о свойствах и строении геологического разреза, поэтому в общем комплексе оперативных методов изучения разреза в процессе бурения им принадлежит ведущая роль. Отбор шлама производится в желобной системе у устья скважины в потоке выходящего бурового раствора с применением шламоотборников непрерывного или эпизодического действия (отбор следует производить в строго определенном месте). Отмечаются свойства и характер выделения нефти и битума, например:

24

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 1.2. Выделение аномалий суммарных газопоказаний Гсум и определение насыщения в пластах-коллекторах

25

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

–следует указать, издает ли порода запах, какой именно,

–присутствие в породе нефти и битумов придает ей ко- ричневато-бурую окраску,

–наличие газа в породе не сопровождается изменением

ееокраски, однако при этом порода издает резкий характерный запах.

Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) шла-

ма и керна основан на свойстве битумоидов при их облучении ультрафиолетовыми лучами испускать «холодное» свечение, интенсивность и цвет которого позволяют визуально оценить наличие и качественный состав битумоидов в исследуемой породе (табл. 1.3).

Таблица 1 . 3

Характеристика типа битума в породе по ЛБА (по В.Н. Флоровской)

26

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Присутствие битумоидов в предварительно промытых и высушенных частицах шлама обнаруживается по свечению углеводородов, находящихся в порах и трещинах горных пород, вызванному облучением ультрафиолетовыми лучами. При визуальном осмотре отмечаются цвет, размер и интенсивность люминесценции битуминозных веществ. Просмотр проб шлама под люминоскопом позволяет отличить нефтяную зараженность (добавки нефти в буровой раствор) от нефтенасыщенности (просматриваемой в свежем изломе). При нефтяной зараженности свечение шлама, как правило, рассеянное, люминесцирует 10–30 % от всего объема породы, цвета люминесценции бледные, беловато-голубые, отдельными точками и пятнами слабой интенсивности. Если же порода нефтенасыщенная, люминесцирует, как правило, 80–100 % всего объема шлама. Цвета люминесценции голубовато-желтые, желтые, корич- невато-желтые, насыщенные, интенсивность свечения средняя или высокая(3–4 балла).

После визуального просмотра шлама производится ка- пельно-люминесцентный анализ, для чего отбирается 5–7 сухих частиц шлама основной породы. Шлам измельчается в ступке и просеивается через сито с размером отверстий 0,25 мм. Для анализа целесообразно брать навеску пробы 1 г. Навеска помещается в виде конуса на предварительно обработанный хлороформом лист фильтровальной бумаги. На вершину конуса наносятся из пипетки 20 капель хлороформа, который, вымывая из породы битуминоиды, образует на поверхности бумаги пятно диаметром 1–3 см. После испарения растворителя (8–10 мин) порошок с бумаги удаляется и в ультрафиолетовых лучах оценивается интенсивность свечения пятна и цвет люминесценции. Конечным результатом интерпретации геолого-геохимических исследований является выделение пластов-коллекторов (см. рис. 1.2) и определение их характера насыщения, которое производится по комплексу следующих признаков:

–наличие аномалий от разбуривания пород на кривой Гсум;

–уменьшение времени бурения 1 погонного метра по ДМК.

27

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

–наличие пористости, кавернозности и трещиноватости по керну и шламу;

–наличие выпотов нефти, выделение пузырьков газа, характерный запах в керне и шламе;

–тип битумоида ЛБА, МБА, МСБА, СБА;

–соответствие относительного состава газа промывочной жидкости составу нефтяного газа или газовой залежи.

1.3.Испытание и опробование пластов

Вкомплексе исследовательских работ в открытом стволе скважины важное место занимают операции по опробованию

ииспытанию интервалов, перспективных на нефть и газ.

Под опробованием пласта в открытом стволе скважины понимается процесс вызова притока пластового флюида с целью установления характера насыщения опробуемого интервала. Основная задача опробования заключается в установлении нефтегазоносного пласта в опробуемом интервале. Опробование может осуществляться как с регистрацией кривой притока, так и без регистрации, но с обязательным определением объема и дебита притока, атакжес анализом отобранных проб флюида.

Опробование пластов выполняется аппаратами, спускаемыми в скважину на кабеле, канате или бурильных трубах.

Под испытанием пластов на трубах (ИПТ) понимается опробование перспективного интервала с записью кривой восстановления давления (КВД) и получение гидродинамической характеристики пласта (начальное пластовое давление, гидропроводность, коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны, потенциальный коэффициент продуктивности) или сведений об отсутствии в испытуемом интервале коллектора, представляющего интерес с точки зрения нефтегазонасыщенности.

Процесс испытания пластов с помощью ИПТ заключается в установке скважинного прибора на глубине залегания подле-

28

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

жащего испытанию объекта и изоляции испытателя от верхней и нижней частей ствола скважины с помощью пакеров. После пакеровки испытателя открывают его приемный клапан для сообщения с полостью бурильных труб, пустых или частично заполненных буровым раствором. Под действием перепада давления в пласте и скважине пластовый флюид перемещается из области высокого давления (пласта) в область низкого давления (в бурильные трубы). После заполнения полости бурильных труб пластовым флюидом они изолируются с помощью системы клапанов (ЦК, ЗК). Уравнительный клапан служит для уравнивания давлений над и под пакером с целью освобождения пакера. После подъема колонны бурильных труб на поверхность находящуюся жидкость отбирают и исследуют для определения ее объема, физико-химических характеристик и состава.

Схема компоновки оборудования при использовании ИПТ представлена на рис 1.3.

Рис. 1.3. Схема компоновки испытателя пластов на трубах

29

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Цикл испытания состоит из двух периодов: периода притока (время сообщения пласта с полостью бурильных труб)

ипериода восстановления давления в подпакерном или межпакерном пространстве от забойного до пластового после закрытия запорного устройства и разобщения полости труб от пласта.

Вся последовательность операций при испытании пласта контролируется установленными в испытателе цифровыми манометрами в функции изменения давления от времени Р = f (t) (рис. 1.4, 1.5). В процессе спуска испытателя, когда приемный клапан закрыт, по манометру в фильтре вначале отмечается рост гидростатического давления. После установки испытателя на необходимую глубину и его пакеровки открывают приемный клапан. В этот момент давление резко падает от величины гидростатического до давления в полости труб, так как происходит сообщаемость подпакерной зоны с полостью труб. После закрытия запорного клапана (ЗК) восстанавливается пластовое давление. Повторное открытие запорного клапана приводит к периоду второго притока. Затем вновь закрывают запорный клапан,

ипроисходит второй (основной) период восстановления давления с записью кривой восстановления давления (КВД), по которой рассчитывают важные гидродинамические характеристики пласта. После распакеровки испытателя в процессе подъема испытателя на поверхность давление постепенно снижается.

Фактические карты давлений, полученные глубинными манометрами, обрабатывают по специальным программам с учетом известных параметров пласта и пластовых флюидов.

Вслучае испытания пласта с хорошими коллекторскими свойствами (см. рис. 1.4) по кривым притока и восстановления давления получаем информацию об объеме пластового флюида и величине пластового давления, а с помощью гидродинамических уравнений (методика Хорнера и др.) определяют другие гидродинамические параметры пласта.

При испытании пластов с низкими коллекторскими свойствами кривые притока и восстановления выполаживаются, что указывает на отсутствие притока из пласта (см. рис. 1.5).

30