Тонкослоистые пласты

vk.com/club15268505022 Практически/! аО|lекvknJЫ.геофcom/id446425943uзuчеСКflХ исследований сква.жuн

•Капиллярное давление (PJ. Насыщенность образца породы несмачи­

вающим флюидом (будь то воздух, ртуть или керосин) измеряется как

функция от приложенного капиллярного давления (Р,). в процессе вы­

теснения минерализованная вода постепенно замещается этим флюи­ дом. Затем в процессе пропитки, следующим за вытеснением, минера­ лизованная вода снова поступает в образец, вытесняя часть несмачи­ вающего флюида.

Эти измерения можно проводить несколькими методами. При тради­ ционном подходе величины т, n и Ре измеряются с помощью метода по­

лупроницаемой мембраны с воздухом в качестве несмачивающей фазы.

Поскольку уровень давления при таком измерении ограничен 100 фунт/

дюйм2, дополнительные измерения Ре проводятся методом ртутной по­ рометрии под давлением до 60 000 фунт/дюЙм2 • При этом одновременно измеряется и распределение пор образца по размерам.

Однако многие нефтяные компании уже не поддерживают такие мето­

ды измерения по следующим причинам:

1.Измерения с использованием ртути предусматривают разрушение

образцов и представляют потенциальную опасность для окружаю­

щей среды и здоровья людей.

2.Измерения с использованием воздуха и ртути не моделируют сущес­

твенные особенности условий пласта и могут привести к неправиль­

ным выводам.

3.Измерения методом полупроницаемой мембраны требуют много времени и заключаются в многократных манипуляциях с образцами,

связанных с измерением насыщения путем взвешивания на весах.

Если происходит потеря зерен породы, результаты теряют точность,

и электрические измерения становятся зависимыми от действий опе­

ратора.

Для проведения подобных измерений наиболее предпочтительным яв­

ляется применение следующего метода:

•Измерения параметров т и n должны выполняться в режиме непре­ рывного вытеснения воды из образца керосином. В условиях неус­

тановившегося режима этот метод дает надежные результаты. При

данной процедуре образец устанавливается вертикально, насыщается

минерализованной водой, после чего в него осуществляется закачка

керосина и производится непрерывный мониторинг его сопротивле­

ния и степени насыщения.

•Капиллярное давление Ре должно измеряться с помощью центрифу­ ги, рассчитанной на диапазон давления до 200 фунт/дюЙм2 • Образец

предварительно насыщается минерализованной водой, после чего

измеряется количество флюида, удаляемого при различных частотах вращения центрифуги, эквивалентных различным уровням давления. Преимущество метода состоит в том, что во время эксперимента с об­

разцом не производится никаких манипуляций.

1.6.4. Ограничения исследований, основанных на отборе керна

Среди петрофизиков существует тенденция воспринимать результаты

измерений, получаемые на керне, как истину в последней инстанции и не

сомневаться в результатах оценки параметров пласта на основе петр0-

физической модели. Однако данные керна не всегда можно считать до­

стоверными:

• Керн представляет собой фрагмент породы, который обычно харак­

теризует лишь часть пласта на отдельном участке месторождения.

При этом не существует априорной причины, почему он должен быть

представительным для пласта в целом. В частности, керн, вырезанный в воДонасыщенной части пласта, где могут протекать диагенетические

процессы, является непредставительным для нефтеили газосодержа­

щей его части.

• Отбор и извлечение керна на поверхность подвергают породу воздейс­

твию механического давления и температуры, которые могут сущест­

венно изменить ее структуру.

• В процессе вырезки, чистки и сушки цилиндрические образцы керна

могут изменить смачиваемость, что делает их нерепрезентативными

относительно скважинных условий.

•Несоответствующими пластовым условиям могут оказаться и измере­

ния сопротивления образцов при комнатной температуре с воздухом в качестве несмачивающего флюида. Не говоря уже о том, что минера­

лизованная вода имеет иное удельное сопротивление в условиях плас­

та, могут существовать и другие факторы, влияющие на распределение этой воды и несмачивающей фазы в поровом пространстве пород и

соответственно на их сопротивление. Данные экспериментов по изме­

рению параметров т и n в условиях, моделирующих пластовые, отли­

чаются от данных, полученных в лабораторных условиях.

•Когда измерения проводятся на выборке, скажем, из 1О образцов дЛЯ

SCAL, то, как правило, параметры т, пиР, для всех 10 образцов раз­ личаются. Чтобы получить достоверную информацию о свойствах

пласта, эти данные необходимо усреднять. Однако если провести ис­ следования на 1О других образцах и усреднить полученные данные, то результат может существенно отличаться от предыдущего. Это ставит под сомнение пригодность любого усредненного значения, полученно-

го на основе выборки из 10 образцов, для характеристики свойств ты­ сяч акро-футов (млн м') пласта.

в целом, на мой взгляд, все же лучше использовать данные исследова­

ний керна, чем вообще не использовать ничего. На основании этих ис­ следований может быть получено довольно много полезной информации о пласте. Тем не менее не следует считать абсолютно надежными средние

величины, полученные на основе анализа керна. Порой ими лучше пре­

небречь в пользу здравого смысла, подкрепленного другими источника­

ми информации.

1.7. АНАЛИЗ БУРОВОГО РАСТВОРА В ПОЛЕВЫХ

УСЛОВИЯХ (ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ)

в процессе бурения скважины на буровой обычно находится группа по контролю бурового раствора. Эта группа выполняет две основные за­

дачи:

1.Контроль параметров бурения, выход газа/жидкостей/мехпримесей

из скважины для оказания помощи отделу бурения в обеспечении

безопасности и оптимизации процесса бурения.

2.Обеспечение отдела разработки информацией, которая может быть

использована для оценки перспективных интервалов разреза.

Группа по контролю бурового раствора осуществляет ежедневную за­ пись результатов исследований бурового раствора, передаваемую в тот же

день в офис нефтяной компании. В нее включаются следующие пункты:

•Показания по газу, измеренные с помощью газоанализатора/хроматог­ рафа.

•Проверка на отсутствие ядовитых газов (Н25, 502).

•Отчет о буровом шламе, извлеченном из вибрационных сит, с полным

литологическим описанием и оценкой относительного содержания по­

род.

•Скорость проходки.

•Признаки наличия углеводородов.

Запись результатов исследований бурового раствора может быть ис­

ключительно полезна и петрофизику, и геологу для принятия оператив­ ных решений и оценки перспективности интервалов разреза. Эти записи

включают также следующую важную информацию:

•Определение по шламу литологии разбуриваемого разреза.

•Выявление пористых (проницаемых) зон.

•Подбор глубин для отбора керна, крепления скважины или окончания бурения.

•Подтверждение наличия углеводородов и определение их типа (нефть или газ).

1.7.1.Описание бурового шлама

Группа по контролю бурового раствора обычно использует образцы

шлама, оседающего на вибрационных ситах через определенные интер­ валы времени, рассчитанные таким образом, чтобы обеспечить соот­ ветствие регулярному изменению глубины пласта (например, каждые 5 м). Часть шлама помещают в герметичные полиэтиленовые пакеты (влажные образцы) и отправляют на хранение. Другая часть - промыва­

ется, высушивается и также отправляется на хранение (сухие образцы).

Промытые образцы исследуются под микроскопом и на основании этого

исследования составляется соответствующее описание, которое может

быть передано в управление.

Чтобы информация, предоставляемая с буровой, имела определенную

ценность, необходимо, чтобы она оформлялась в соответствии с жестки­

ми стандартами, о которых должны заранее договориться представители

буровой и управления. Эти стандарты обычно меняются в зависимости

от требований заказчика. Основные пункты, которые должны включать­

ся в отчет:

1.Свойства зерен.

•Структура (глинистая/многокомпонентная).

•Тип (пеллетоид/микропеллетоид).

•Цвет.

•Сферичность зерен.

•Отсортированность частиц.

•Твердость.

•Размер.

•Следы других минералов (например, пирит, кальцит, доломит, сидерит).

•Типы частиц карбонатов.

•Частицы фауны (окаменелости, фораминиферы).

•Нескелетные частицы (литокласты, агрегаты, округлые частицы).

•Покрытие частиц минеральной коркой.

2.Пористость И проницаемость.

•Тип пористости (межзерновая, трещинная, каверновая).

•Проницаемость (качественно: плотный/слабопроницаемый/высо­

копроницаемый тип).

3.Обнаружение углеводородов.

особенно полезен, когда в образце находятся светлые нефтепродукты

или конденсат, а другие источники углерода отсутствуют.

Наличие видимых пятен

При плохой проницаемости породы и (или) высокой вязкости нефти

ее пятна на поверхности шлама доступны наблюдению под микроско­

пом.

Запах

Иногда в процессе промывки и просушки можно различить характер­

ный запах нефти.

Анализ показаний rазовоrо датчика

Во время работы газоанализатора воздух, захваченный в том месте, где буровой раствор достигает поверхности (переходной ниппель), пере­

дается к нити накала датчика. Возле нити газ воспламеняется, повышая ее температуру и снижая электрическое сопротивление. При высоком

напряжении горят все горючие газы, а при пониженных температурах

горят лишь наиболее легкие из них. Оценка относительных долей раз­

личных компонентов может быть произведена на основе регистрации

электрического сопротивления при различных напряжениях на нити.

Для более глубокой дифференциации различных углеводородных ком­

понентов также используется газовый хромаТОГр2 ф. Для обнаружения ядовитых газов, таких как на полу буровой плuщадки могут исполь­ зоваться трубки Дрегера (Drager).

1.8. ПРОБЛЕМЫ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН И ДОБЫЧИ

По завершении каротажа должно быть принято решение о том, следует ли спускать обсадную колонну. Если результаты обследования скважины

оказались не такими, как ожидалось, может потребоваться немедленное

принятие решения, проводить ли бурение бокового ствола или ликвиди­

ровать скважину. Поэтому особенно важной является возможность осу­ ществления быстрой, но точной интерпретации данных ГИС, причем не

обязательно с помощью компьютера.

Если принимается решение испытывать или заканчивать скважину, то

на петрофизика ложится задача выбора интервалов перфорации. Здесь следует помнить, что при выборе интервалов на основании каротажной

диаграммы важно точно указать, какая из диаграмм конкретно исполь­

зуется для привязки по глубине скважины. Поскольку глубины на поле­

вых диаграммах иногда увязываются с глубинами из предыдущих серий

измерений, то на момент, когда будут формироваться окончательные

диаграммы, может возникнуть путаница. Наиболее оптимальным ша­ гом в данной ситуации является приложение копии базовой каротажной диаграммы с отмеченными на ней предлагаемыми интервалами перфо­

рации к программе, передаваемой на буровую.

Ниже описана корректная процедура, позволяющая убедиться в том,

что перфорация скважины произведена на заданной глубине.

1.Сначала необходимо связать измеренные в скважине с помощью CCL

глубины расположения муфт обсадной колонны с опорной диаграм­

мой гамма-каротажа необсаженной скважины. С этой целью в сква­

жине производят измерения приборами гк и локатором муфт (CCL) и сравнивают полученную диаграмму гк с опорной диаграммой гк необсаженной скважины.

2.Диаграммы гамма-каротажа увязываются между собой и произво­

дится привязка муфт обсадной колонны к опорной диаграмме гк.

3.Во время работы скважинные перфораторы комбинируются только

с локатором муфт. При первом спуске в скважину диаграммы CCL на

перфораторах не согласуются с уточненными данными привязанных

друг к другу измерений rIOCCL из-за разброса длин трубных соеди­

нений.

4.Данные CCL, полученные при спуске перфораторов, накладываются

на имеющиеся данные rK/CCL и выполняется окончательная коррек­

тировка глубин. В конечном результате диаграммы CCL, записан­

Hыe при спуске скважинных перфораторов, соответствуют связанной

диаграмме rIOCCL (которая, в свою очередь, привязана к опорной диаграмме ГК необсаженной скважины). Очевидно, что если бы все трубные соединения имели одинаковую длину, то в случае несоот­ ветствия расположения трубной компоновки по отношению к опре­ деленным глубинам можно было бы осуществить корректировку по

длине одного трубного соединения. Эту проблему можно решить пу­

тем установки при закончивании скважины радиоактивного маячка,

обеспечивающего безусловную привязку диаграммы CCL перфора­

тора к диаграмме rIOCCL.

5.После того как перфоратор сработал, на поверхности могут появить­ ся свидетельства этого факта, например, в виде натяжения кабеля.

Через несколько минут они также могут быть дополнены ростом дав­

ления на устье.

Предварительно следует вниматетельно рассмотреть такие факторы,

как подбор соответствующих перфораторов, расходы, синхронизация

операций, состояние скважины (тип флюида и перепад давления). Обыч­ но подрядчик способен предложить надлежащие решения по этим воп-

росам и его следует привлекать ко всем совещаниям, где рассматривают­

ся процедуры перфорирования.

Если это возможно, лучше всего перфорировать скважины на депрес­ сии. Это значит, что давление в стволе скважины должно быть меньше пластового, что обеспечивает фонтанирование скважины сразу после перфорации. Кроме того это позволяет избежать риска загрязнения ин­ тервала перфорации технологическими жидкостями или мехпримесями.

Я неоднократно сталкивался со случаями, когда петрофизик намечал

для перфорации множество коротких интервалов, находящихся друг от друга на расстоянии около одного фута. Поскольку точность определе­

ния глубин никогда не бывает безупречной, иногда имеет смысл пер­

форировать непрерывный интервал, который включает и прослои, не

являющиеся коллектором. Всегда предостерегают от перфорации глин,

так как это может привести к выносу в скважину дисперсных частиц.

Могу только сказать, что никогда не слышал, чтобы это имело место на практике. Вообще я считаю целесообразным перфорировать весь потен­

циально продуктивный интервал (на безопасном расстоянии от водона­

сыщенных пластов). Если посмотреть на экономику скважины, то можно увидеть, что дополнительные 10 брл/сут в течение всей жизни скважины дадут значительно больший выигрыш по сравнению с затратами на пер­ форирование лишних 10 м. Иногда выбор слишком короткого интервала перфорации может привести к тому, что скважина никогда не сможет

фонтанировать, хотя в обратном случае она могла бы быть вполне эконо­

мически эффективной. Это зачастую может происходить в истощенных

пластах, где скважина не добывает столько нефти, сколько предполага­ лось исходя из расчетов. Она либо быстро перестает фонтанировать, ли­ бo в ней происходит прорыв воды или газа. Петрофизику необходимо найти объяснение этим явлениям. Когда скважина не может фонтани­ ровать или перестает фонтанировать слишком быстро, то первое, на что

следует обратить внимание - как была произведена перфорация сква­ жины. Попробуйте ответить на следующие вопросы:

•Абсолютно ли надежна петрофизическая интерпретация? Каким было

полученное на основе данных интерпретации значение коэффициента

проницаемости пласта?

•Мог ли быть кольматирован пласт во время операций заканчивания

и цементирования?

•Имеются ли доказательства того, что перфораторы сдетонировали,

и происходило ли это на правильной глубине?

•Избыточным или недостаточным было гидростатическое давление во время перфорации? Какая депрессия используется в настоящее время?

•Имеются ли какие-либо другие механические факторы (клапаны-отсе­

катели и др.), которые могут препятствовать фонтанированию?

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

30 ПраЮnllЧfСКUС /lOJeKmbI гI:'UфUЗUЧt'СКUХ l{((ледованuй (}\{НР/(/{Н

Когда прорыв воды происходит быстрее, чем ожидалось, следует вы­

яснить:

•Насколько близко к воДонасыщенной части пласта по данным каро­ тажа скважины располагается интервал перфорации? Мог ли образо­

ваться конус обводнения?

•Каково качество сцепления цемента с колонной и породой, и могли ли происходить заколонные перетоки газа?

•Где должен находиться фронт воды согласно гидродинамической мо­

дели?

•Началось ли обводнение соседних скважин, и имеются ли в наличии

какие-либо данные, полученные методами TDT/GST?

•Могла ли вода попасть в ствол скважины откуда-либо еще (из других

продуктивных зон, в результате повреждения обсадных труб и т. д.)?

•Какой должна быть относительная проницаемость по нефти и воде ис­

ходя из анализа данных керна?

•Находится ли скважина в переходной зоне, и насколько вы уверены,

что значение Sw' рассчитанное на основе данных каротажа, соответс­ твует остаточной водонасыщенности?

Когда происходит неожиданный выход газа, следует выяснить:

•Насколько близко к газонасыщенной части пласта по данным карота­ жа скважины располагается интервал перфорации? Могло ли в стволе скважины образоваться значительное скопление газа?

•Каково качество сцепления цемента с колонной и породой, и могла ли

происходить затрубная циркуляция газа?

•Где должен находиться ГНК согласно гидродинамической модели?

•Находится ли забойное давление ниже уровня давления насыщения?

Каков размер используемого штуцера?

•Не началась ли уже в соседних скважинах добыча газа?

•Мог ли газ попасть в ствол скважины откуда-либо еще (из других про­ дуктивных зон, в результате повреждения обсадных труб и т. д.)?

•Какой должна быть относительная проницаемость по нефти и газу ис­

ходя из анализа данных керна?

При наличии ответов на приведенные выше вопросы петрофизик смо­

жет плодотворно участвовать в обсуждении мер, необходимых для уст­

ранения возникших осложнений. К этим мерам могут относиться:

•Сбор данных методами каротажа в эксплуатационных скважинах.

•Перестрел.

•Кислотная обработка.