Тонкослоистые пласты
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
11 |
Основы |
|
правило, используется только там, где невозможно получить данные ме
тодами LWD.
Большинство подрядчиков сегодня предлагают свои способы перехода
к использованию приборов на трубах, если такой прибор, спущенный в скважину на традиционном кабеле, оказался прихвачен. Обычно эти опе рации называют каротажем в процессе ловильных работ
fishing, LWF).
1.3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ КОНТРАКТОВ НА ПРОВЕДЕНИЕ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
Обычно нефтяная компания заключает контракты на проведение гео физических исследований скважин с одним или несколькими подряд чиками, занимающимися предоставлением каротажных услуг. Обычно
среди различных компаний, способных предоставить подобные услуги,
проводится нечто вроде конкурса, позволяющего обеспечить альтер нативность выбора. В стандартные контракты на проведение каротажа
включаются такие элементы, как:
•Плата за глубину. При этом учитывается максимальная глубина, до ко торой будет спущен конкретный прибор при каротаже скважины.
•Плата за исследование. Относится к интервалу скважины, фактически
исследованному прибором.
•Плата за измерения в точке. Для таких приборов, как устройства для
отбора проб флюида с целью определения пластового давления и уст
ройства для отбора образцов породы, эта плата взимается за измерения в определенной точке. Обычно в контракте оговариваются случаи, когда такая плата может быть снижена (например, если не удастся получить
никаких полезных данных).
•Арендная плата за приборы. Обычно это посуточная плата за прибо ры, находящиеся на буровой в резерве до начала каротажных работ
или во время их проведения.
•Арендная плата за каротажную станцию. Обычно это ежемесячная
плата за каротажную станцию (лебедка, инструментальное помеще
ние, компьютеры).
•Базовая арендная плата. Она может включать в себя ежемесячную плату
за возможность располагать необходимой для клиента совокупностью приборов и устройств. Для приборов LWD она может включать в себя расходы за аренду приборов, плату за глубину и за исследование.
•Оплата работы специалистов. Обычно это суточная ставка для каж
дого инженера, специалиста или другого сотрудника, участвующего
в данных каротажных работах.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
12 |
llракmuч('скuе aOZCKmbI геофизических llСLлсдова//uй скважин |
• Плата за фактическое время нахождения приборов в скважине. Неко торые контракты по LWD предусматривают почасовую оплату факти ческого нахождения приборов в скважине.
• Компенсация потерь в скважине. Назначение компенсации - замена
приборов, утерянных в скважине в ходе проведения работ. Некоторые
подрядчики страхуются на фиксированную для данной работы сумму
с целью защиты от издержек, связанных с потерями в скважинах.
• Расходы на сращивание кабелей. Когда приборы прихватывает в сква
жине, бывает необходимо разрезать кабель, что влечет за собой расхо
ды на сращивание кабелей.
• Расходы на обработку данных. В случаях, когда данные требуют пос
ледующей обработки (например, интерпретация данных визуализации
или акустических диаграмм), расходы обычно оцениваются аналогич
но тому, как это делается в случае платы за каротаж.
•Расходы на работу с данными. Изготовление дополнительных копий
данных в печатном виде и (или) на магнитной ленте, а также хранение данных могут повлечь за собой дополнительные расходы.
•Расходы на передачу данных в режиме реального времени. Обычно не
фтяная компания может выбрать способ получения данных каротажа либо путем прямой их передачи со скважины в офис компании, либо в виде цифрового журнала в стандарте ASCII или двоичном формате,
либо в виде отпечатанных изображений.
Большинство подрядчиков предлагают нефтяной компании скидку
на суммарные месячные затраты исходя из полного объема услуг, ока
занных в течение конкретного месяца. Некоторые нефтяные компании
практикуют системы стимулирования, в соответствии с которыми на
подрядчика накладывается штраф за время, потерянное из-за неполадок
оборудования. Предусмотрена также и система бонусов, в частности, за
обеспечение высокого уровня безопасности работ.
Если подрядчик предлагает использовать оборудование, не предус
мотренное контрактом, то, как правило, проводятся дополнительные
переговоры о введении специальной цены на этот вид обслуживания. Нефтяная компания учитывает, что, если в ходе использования нового
прибора подрядчик осуществляет его тестирование, он получает от это
го определенную выгоду. Поэтому она может предлагать первое время проводить с помощью этого прибора неоплачиваемые исследования. Ар
гументацией же подрядчика для нефтяной компании обычно является
то, что она пользуется технологическими преимуществами, которыми
обладает новый прибор по сравнению с альтернативными приборами предыдущего поколения. Чаще всего подрядчик и нефтяная компания
находят компромисс, в соответствии с которым прибор эксплуатируется по определенной схеме льготного ценообразования (возможно, по цене,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
13 |
()сновы |
|
эквивалентной цене заменяемого прибора) в течение нескольких первых циклов, пока его преимущества не станут очевидными. Обычно подряд
чик просит разрешения использовать получаемые данные для последую
щего продвижения на рынке услуг с применением данного прибора при условии соблюдения конфиденциальности в отношении этих данных.
Также большинство нефтяных компаний указывают либо в самом контракте, либо в отдельном документе, каким образом данные должны доставляться в офисы компании и какие процедуры контроля качества должны выполняться во время каротажа. Эти договоренности охваты
вают:
•Процедуры калибровки прибора до и после исследования.
•Интервалы отбора проб.
•Участки диаграммы, которые должны быть записаны повторно.
•Элементы данных и формат, которые должны быть отражены в заго-
ловке каротажной диаграммы.
•Процедуры нумерации и стыковки различных циклов исследования.
•Масштабы для представления каротажных диаграмм.
•Формат цифровых данных и типы носителей.
•Требования к документации по графику каротажных работ, персоналу,
серийным номерам используемых приборов, инвентаризации взрыв
чатых веществ и радиоактивных источников.
•Особые процедуры техники безопасности.
•Резервные приборы.
•Ловильное оборудование.
Вообще говоря, чем больше нефтяная компания выдвигает требова ний, тем лучше. Наличие строгой системы контроля каротажных работ и представления результатов гарантирует отсутствие проблем при про
ведении исследований и приводит к получению высококачественных
данных, согласованных с данными, полученными на предыдущих циклах
измерений.
1.4. ПОДГОТОВКА ПРОГРАММЫ ГИС
На стадии проектирования разработки месторождения должен быть
подготовлен общий план проведения каротажных работ. В зависимос ти от особенностей предлагаемой скважины должен быть сделан выбор между LWD или кабельным каротажом и приняты решения относитель но типов используемых приборов.
Вообще говоря, на ранней стадии жизни месторождения, особенно на
стадии разведки, каротажные данные имеют очень высокую ценность,
поскольку они будут использоваться для подсчета запасов и повлияют на
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
14 |
IIpaKmulfccKuc аспекты геОфU3UflССКUХ исследований скважин |
всю стратегию разработки. Более того, недостаток качественных данных может обойтись чрезвычайно дорого, особенно при разработки морских
месторождений, в частности, если инфраструктура будет спроектирова
на таким образом, что она окажется либо слишком велика, либо слиш
ком мала для данного месторождения.
Ближе к окончанию срока эксплуатации месторождения ценность ка
ротажных данных существенно снижается, поскольку уточнение геоло
гического строения структуры практически прекращается. Однако даже
на таких месторождениях могут еще выявляться новые залежи. Вследс
твие этого может потребоваться пересмотр существующих представле ний, например, о положении уровня свободной воды и сбор новых данных.
В проектной документации по разработке месторождения должна быть сформулирована широкая стратегия сбора данных, учитывающая
существующие неопределенности в оценке начальных запасов и возмож
ности корректировки дальнейшей разработки месторождения. Очевид но, важна та дискуссия, которая идет между петрофизиками и геологами
о необходимости бурения скважин с отбором керна и последующего его
анализа.
Детальные требования к геофизическим исследованиям для каждой
конкретной скважины включаются в проект скважины, который должен
затем согласовываться между партнерами и с соответствующими госу
дарственными надзорными органами. В этих проектах, как правило, не
указываются конкретные приборы, которые планируется использовать, однако называются общие типы приборов для исследования отдельных
участков ствола скважины. Детали программы зависят от насыщающих
пластов углеводородов, о которых можно судить по проявлениям в про
цессе бурения. В проекте скважины типичная программа ГИС может вы
глядеть следующим образом:
Разведочная скважина
Участок ствола скважины диаметром 171,12" ГК/сопротивление/акустика (ГК дО поверхности)
Если появились признаки углеводородов, включить ГК/плотностной/
нейтронный методы и, возможно, измерение давления/отбор проб
флюида
Участок ствола скважины диаметром 12%" LWD ГК/сопротивление
Кабельный ГК/сопротивление/плотностной/нейтронный
Если произошло проявление углеводороды, возможно измерение давле
ния/отбор проб флюида
Участок ствола скважины диаметром 81,12"
LWD ГК/сопротивление
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
15 |
Отооы |
ГК/сопротивление/плотностной/нейтронный ГК/дипольная акустика/пластовый сканер
Измерение давления/отбор проб флюида (отбор проб проводится при
появлении признаков нефти) ВСП Боковой грунтонос
Эксплуатационная скважина Участок ствола скважины диаметром 171;2"
Каротаж не требуется.
Участок ствола скважины диаметром 12J4"
Измерения в процессе бурения (measurement while drilling, MWD)/rK
ГК/сопротивление/акустика (ГК до поверхности)
Если появились признаки углеводородов, включить ГК/плотностной/ нейтронный и опционально - измерение давления/отбор проб флю
ида.
Участок ствола скважины диаметром 81;2"
ГК/сопротивление/плотностной/нейтронный Дипольная акустика/скважинный сканер
Измерение давления/отбор проб флюида (при появлении признаков нефти)
ВСП Боковой грунтонос
Отметим, что обычно не требуется указывать на необходимость про ведения ПС, поскольку эта услуга предоставляется всегда и бесплатно, и зонд будет включен в первую компоновку по умолчанию. Подобным же образом в компоновку стандартно помещаются термометры, а мак
симальная зарегистрированная температура отмечается в заголовке
каротажной диаграммы. До начала ГИС на каждом из участков доку
ментацию обычно направляют на буровую со следующими, более под
робными инструкциями:
•Мнемоника приборов, которые будут использоваться для каротажа (в
зависимости от подрядчика).
•Интервалы каротажа, выходящего за рамки общей программы ГИС
необсаженной части скважины.
•Сочетание приборов в компоновках.
•Требования к передаче/доставке данных.
Для традиционных видов каротажа (ГК, сопротивление, акустика,
плотностной, нейтронный) такая детальность обычно не требуется, пос кольку параметры устройств уже определены компанией в общих ру
ководящих документах (см. раздел 1.3). Однако то, какой тип прибора
vk.16com/club152685050Пракrnuческш' аСl1|екvkmы .lcom/id446425943еОфU311чеСЮIХ ll((лr:дшmнuй скважин
необходимо использовать для каротажа сопротивления, будет зависеть
от свойств бурового раствора в скважине и от величины ожидаемых удельных сопротивлений. С растворами на нефтяной основе могут ра
ботать только приборы индукционного каротажа. Выбор оптимально го зонда для работы с раствором на водной основе будет определяться отношением электрического удельного сопротивления фильтрата буро вого раствора (R mt) к удельному сопротивлению пласта или воды
Как следует из практического опыта, при отношении Rmt / R,., больше двух
предпочтителен индукционный каротаж. Боковой каротаж дает более точные результаты в пластах с высоким удельным сопротивлением (бо
лее 200 Ом при комнатной температуре), а наибольшую погрешность да ет при сопротивлениях ниже 1 Ом. С другой стороны, индукционный
каротаж неэффективен выше уровня 200 Ом, но более точен в пластах
с низким удельным сопротивлением. Скважинные сканеры, измеряющие
удельное сопротивление, нельзя использовать с буровыми растворами
на нефтяной основе, но они определенно предпочтительны при работе с растворами на водной основе. При использовании бурового раствора на нефтяной основе проводятся ультразвуковые исследования.
Обычно точки измерения давления, отбора проб, проведения ВСП и отбора образцов породы боковым грунтоносом выбираются в зави симости от анализа данных, полученных при первых спусках приборов.
В некоторых случаях эти точки могут определяться представителем ком
пaHии непосредственно на буровой, хотя обычно это делается в офисе заказчика. Поэтому для детализации необходимых исследований обычно
подготавливается вторая программа.
1.5. ОПЕРАТИВНОЕ ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЙ
Хотя программа ГИС и предусматриваетразличные нештатные ситу ации, зачастую возникает необходимость принимать немедленные ре шения в отсутствие всех заинтересованных сторон. Ниже перечислены некоторые такие случаи и соображения, которые следует учитывать при
принятии решений.
1.5.1. Неисправность каротажного зонда
Если каротажный зонд неисправен, то стандартной процедурой в этом случае является замена его на запасной и дальнейшее продолжение ка
ротажных работ. Вообще говоря, если в программе указано, что прибор должен пройти определенный интервал (в частности, интервал залега ния продуктивного пласта), то для получения качественных данных же лательно выполнить это требование, даже если для этого понадобятся
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
17 |
Основы |
дополнительные спускиприбора. Однако могут возникнуть и такие си
туации:
•Если при каротаже в процессе бурения завершается проходка интер
вала исследования, а данные не имеют критической важности, то при
отказе прибора намного выгоднее закончить проходку интервала, а за
тем повторно исследовать его при следующем спуско-подъеме. В не
которых случаях могут быть полезны данные, сохраненные в памяти
прибора.
•Если прибор на кабеле начинает работать нестабильно, его повторный
спуск не всегда целесообразен. Если данные по данному интервалу не
критичны, в ряде случаев в них можно внести поправки при последу
ющей обработке на поверхности.
•Если выходит из строя самый современный прибор, то на буровой мо
жет не оказаться в наличии запасного. В этом случае проблема реша
ется либо его ремонтом, либо доставкой такого же прибора с другого
объекта, либо заменой прибора на его более раннюю версию с мень шими возможностями. Наиболее часто из трех возможных вариантов
выбирают последний.
•Если следствием неисправности может стать снижение уровня безо пасности работ (например, аварийное срабатывание зарядов взрывча
того вещества), целесообразно приостановить выполнение работ, пока не будут установлены причины неисправности.
1.5.2.Прихват прибора
Довольно часто во время проведения каротажных работ прибор бы
BaeT временно или постоянно прихвачен в скважине. Если во время бу рения появились признаки плохого состояния ствола, программу ГИС
можно скорректировать. Практика показывает, что чем дольше скважина
остается необсаженной, тем больше вероятность возникновения в ней
проблем. Различают прихваты трех типов:
•дифференциальный прихват;
•прихват вследствие образования желобов на стенках скважины;
•заклинивание или посадка на участках со сложной геометрией.
Дифференциальный прихват происходит тогда, когда кабель или сква
жинный прибор вдавливается в стенку скважины и удерживается на
месте силой, обусловленной разностью давлений в скважине и пласте.
В такой ситуации невозможно перемещать компоновку ни вверх, ни
вниз. Обычно приходится попеременно натягивать и ослаблять кабель, прилагая до 90% усилия, при котором происходит разрыв кабельного
соединения (срыв кабельной муфты с верхней части компоновки). Как
vk.18com/club152685050Практuчсскuс аспекты| vk.геофизическихcom/id446425943исследований сква:IfШН
ни странно, эта процедура довольно часто при водит к положительному
результату, и прибор может быть освобожден уже через 30 минут таких
циклических действий.
Прихват вследствие образования желобов на стенках скважины проис ходит тогда, когда кабель попадает в такой желоб. В подобной ситуации двигаться вверх может только кабель, но не прибор. Скважинный при
бор прочно блокируется на месте на определенной глубине. К сожале нию, зачастую это означает разрыв кабельного соединения, в результате
которого прибор падает на дно скважины, повреждается и не подлежит
восстановлению.
Заклинивание или посадка происходит тогда, когда в скважине возни
кают сужения, закупоривания, изломы или выступы, которые не позво
ляют скважинному прибору достичь требуемой глубины, хотя ничто не
мешает извлечь его наружу. В данной ситуации рекомендуется поднять
прибор из скважины и изменить компоновку, сделав ее либо короче, ли
бо, в некоторых случаях, длиннее, и попытаться пройти место, где проис
ходит заклинивание.
Когда не остается никакой возможности извлечь прибор вместе с ка
ротажным кабелем, остается выбрать один из двух вариантов: обрезку с последующим залавливанием или обрыв кабеля в месте соединения. В
первом случае кабель обрезается на поверхности. В скважину спускается
бурильная колонна (со специальной ловильной головкой, или овершо
том), через каждую секциюкоторой пропускается кабель. На определен
ной глубине можно установить в бурильную колонну устройство боко
вого ввода, и тогда при подъеме колонны каротаж выполняется таким
же образом, как при обычной установке на ней скважинного прибора.
Если кабель оборван в месте соединения (случайно или намеренно), об резка кабеля на поверхности становится уже бесполезной. В таком слу чае сразу же приступают к выполнению ловильных работ, хотя зачастую скважинный прибор падает на забой прежде чем его удается захватить
овершотом.
Большинство нефтяных компаний специально указывают, что они
возражают против преднамеренного обрыва кабеля в точке соедине
ния, несмотря на то, что метод обрезки с последующим залавливанием
скважинного прибора требует больших затрат времени. Это тем более
оправданно при потери в скважине радиоактивных источников, ког
да необходимо предпринимать все возможные меры для подъема их на поверхность неповрежденными. Если произошла безвозвратная утеря
радиоактивных источников в скважине, что иногда случается (особен но с приборами дЛЯ LWD), следует выполнить специальные процедуры
принять меры по минимизации риска радиоактивного загрязнения, ор-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
19 |
Основы |
|
ганизовать контроль за уровнем радиоактивного излучения и уведомить
государственные органы.
1.6. БУРЕНИЕ С ОТБОРОМ КЕРНА
1.6.1. Отбор керна
Бурение с отбором керна является важным средством для уточнения петрофизической модели и сбора дополнительной информации о пласте,
которую невозможно получить методами каротажа. Это особенно акту
ально на стадии разведки месторождения.
Обычно решение, когда и где производить отбор керна, принимается
совместно с геологической службой и отделом разработки с учетом за
трат и ценности этих данных. Вообще говоря, считается важным хотя
бы попытаться пройти с отбором керна часть основного продуктивного интервала на стадиях разведочного и оценочного бурения.
Обычно керн состоит из нескольких секций длиной 18 м и диаметром 4".
При бурении керн отбирается в керноприемник. Диаметр наружной тру бы керноприемника составляет 6 %". По окончании отбора керна кер ноотборник поднимают на поверхность, керн извлекают и укладывают 3-футовыми секциями в ящики для керна. На скважине производиться
первичное его описание, после чего керн транспортируют в лаборато
рию. Иногда используются специальные методы для сохранения керна и
насыщающих его флюидов:
•Отбор керна большого диаметра (5").
•Использование керноотборника из стекловолокна или алюминия, бла
годаря чему удается сохранить внутри неповрежденный керн.
•Отбор керна в оболочку из губчатого материала (полиуретан), окружа
ющего выбуренный керн в керноотборнике, поглощающего и удержи Baющeгo пластовые флюиды, насыщающие керн.
•Использование специальной полимерной оболочки, покрывающей по
верхность керна и запечатывающей насыщающие его флюиды.
•Глубокое охлаждение извлеченного керна на поверхности с целью со
хранения насыщающих его флюидов.
•Вырезание из керна на буровой цилиндрических образцов, которые
могут быть герметично упакованы и использованы для измерения па раметров пластовых флюидов.
•Добавление к буровому раствору индикаторов для оценки глубины его
проникновения в керн.
Если образцы были отобраны и сохранены так, что флюиды в них мо
гут считаться представительными для данного пласта, примененяются
следующие методы лабораторного исследования:
vk.20com/club152685050Пракmuчсскuе аспекты| vk.геофизcom/id446425943uческих исследований скваЖUfl
•Центрифугирование образцов с целью извлечения пластовой воды, ко
торая может быть исследована на химический состав и электрические
свойства.
•Применение метода Дина-Старка (Dean-Stark) для определения коли
чества воды и углеводородов в образце и оценке величины S",.
1.6.2.Стандартный анализ керна
Сразу после выноса керна на поверхность отбираются секции (обыч но 0,5 м на каждые 10 м длины), герметизируются и сохраняются в кон сервированном виде. Остающийся цельный керн, как правило, очищают,
распиливают вдоль оси и раскладывают таким образом, чтобы геологи
и петрофизики могли оценивать его визуально и изучать по нему осо бенности осадочных отложений. На основе такого обследования петро
физики могут получить важную информацию:
•о степени однородности пласта и (или) изменчивости пород, определе
ние которых может оказаться за пределами разрешающей способности каротажных приборов;
•о типе цемента и распределении пористости и проницаемости;
•о присутствии углеводородов по их запаху и проявлению в ультрафио
летовом свете; иногда таким образом может быть установлен ВНК;
•о типах присутствующих минералов;
•о наличии трещин (зацементированных, естественных или образовав
шихся в результате бурения) и их ориентации;
•об углах падения пласта, поскольку наклон пласта может повлиять на
показания каротажных приборов.
После продольного распиливания из кернов, как правило, вырезают
через равномерные интервалы цилиндрические образцы (обычно диа
метром 0,5"). Затем эти образцы в течение 24 часов промывают раство рителем и высушивают при температуре, обеспечивающей удаление всей влаги (включая связанную глиной воду). Далее измеряется их пористость
(с помощью гелиевого порозиметра), горизонтальная проницаемость
и плотность зерен. Часть образцов вырезают вдоль оси керна с целью
определения вертикальной проницаемости пород.
Обычно всю колонку керна обследуют с помощью детектора гамма
излучения или плотностного зонда для записи опорной каротажной
диаграммы, которую можно использовать для корреляции с данными ка
бельного каротажа. Поскольку глубины, к которым привязывается керн
по данным бурения, как правило, отличаются от глубин, определенным по данным каротажа, сопоставление данных керна и ГИС необходимо