2.3 Методы изучения залежей нефти и газа

В связи с тем, что залежи нефти и газа находятся на достаточно больших глубинах и в отличие от многих твердых полезных ископаемых прямой доступ к ним практически невозможен, изучение их осуществляется, в основном, косвенными методами, хотя не исключается и прямое изучение проб нефти и газа и образцов керна из вмещающих пород, отобранных при бурении скважин.

Прямые методы изучения залежей. Эти методы включают в себя использование состава и свойств углеводородов и вод по пробам, отбираемым в процессе испытания и исследования скважин, а также изучения основных параметров нефтегазосодержащих пород и покрышек по образцам керна.

По пробам нефти изучаются основные параметры, необходимые для подсчета запасов (плотность, вязкость, газосодержание, давление насыщения и т.д.), а также состав и свойства, определяющие товарные качества нефти (выход светлых фракций, содержание смол, асфальтенов, парафинов, серы, металлов и т.д.).

По пробам газа определяется их состав, включая углеводороды и неуглеводородные составляющие (азот, углекислый газ, сероводород и т.д.), содержание жидких углеводородов (конденсата) и т.д.

По образцам керна определяются основные характеристики нефтегазосодержащих пород и покрышек, необходимые при подсчете запасов и проектировании разработки (коллекторские свойства - пористость, проницаемость, водоудерживающая способность, остаточная нефть и т.д.) минералогический и гранулометрический состав, электрические, акустические свойства, радиоактивность и т.д.

Прямые методы изучения углеводородов и вмещающих их пород отличаются высокой точностью, т.к. исследование ведется с применением высокоточной аппаратуры и при непосредственном контакте исследователя и объекта исследования. Однако у этих методов есть один, но крупный недостаток, который почти полностью уничтожает это преимущество. Это - неизмеримо малый объем исследуемого образца или пробы по сравнению с объектом изучения.

Так, объемы нефти и нефтесодержащих пород в недрах измеряются сотнями миллионов, и даже миллиардами кубометров (10⁹ м³), а суммарный объем исследованных образцов и проб - сотнями, редко - тысячами кубических дециметров, т.е. до 10 м³. Таким образом, объем исследованной части объектов с применением прямых методов примерно на 7 порядков (в 10 млн. раз) меньше. Если параметры стабильны, то это допустимо и по данным таких исследований можно достаточно надежно обосновывать подсчетные параметры. В частности, свойства нефтей и газов (плотность, состав, содержание второстепенных компонентов и т.д.) в пределах залежей меняются незначительно и несколько исследованных проб из разных частей залежей достоверно характеризуют эти параметры. Коллекторские же характеристики пород, особенно проницаемость, подвержены существенным изменениям на небольших расстояниях, в связи с чем прямые их определения в образцах не всегда адекватны распределению соответствующих параметров в пределах самого объекта.

Геофизические методы изучения залежей. Эти методы состоят из полевых геофизических (в основном сейсмических) исследований и геофизических исследований разрезов скважин.

Полевые геофизические методы исследований делятся на региональные и детальные.

К региональным геофизическим исследованиям относятся сейсморазведка, мелкомасштабные магнитометрические и гравиметрические исследования, электроразведка методами ТТ, МТЗ, ВЭЗ и др.

Сейсморазведка. Метод основан на регистрации и изучении скоростей распространения сейсмических волн, возбуждаемых с помощью искус­ственных взрывов, в различных комплексах горных пород. Основными модификациями сейсморазведки являются метод отраженных волн (MOB) и корреляционный метод преломленных волн (КМПВ), методы общей глубин­ной точки (МОГТ). В зависимости от характера геологических задач могут проводиться поисковые и детальные сейсмические работы.

Возможность применения сейсморазведки (2D) для непосредствен­ных поисков нефтяных и газовых залежей основывается на двух поиско­вых признаках: наличие отражения от практически горизонтальных зеркально отражающих контактов ВНК, ГВК, ГНК на фоне наклонных геологических границ и увеличении коэффициента поглощения сейсми­ческих волн газовыми и нефтяными залежами.

В последние десятилетия широкое распространение получила высокоразрешающая, (детальная) сейсморазведка – 3D, позволяющая на стадии разведки и разработки залежей сократить количество бурения проектных скважин. Применение сейсмических методов при детальном изучении строения залежей стало возможным благодаря развитию объемной сейсморазведки ЗД и способов компьютерной обработки и интерпретации их результатов и интегрированного анализа всего комплекса исследований.

Используя совместно результаты полевых сейсмических, скважинных геофизических исследований, изучения керна, опробования скважин, создаются компьютерные модели строения залежей, которые при благоприятных условиях характеризуют не только структурный план и распределение толщин продуктивных отложений по площади, но и коллекторские свойства пород, степень их насыщения, контуры нефте- и газоносности.

Магниторазведка. Магниторазведка широко используется при производстве региональ­ных исследований для изучения тектоники, определения толщин осадочных образований платформенного чехла и глубины за­легания складчатого фундамента, выявления и трассирования зон ре­гиональных разрывных нарушений и в отдельных районах для поисков локальных структур, соляных куполов и др. Метод основан на изучении особенностей магнит­ного поля (магнитные аномалии), связанных с различными магнитными свойствами горных по­род.

Магниторазведка на территориях платформ позволяет выделять крупные выступы, впадины, зоны поднятий, определять глубины и составлять схемы рельефа фундамента. Аэромагнитные исследования нашли широкое при­менение при проведении геофизических исследований в морских усло­виях.

Гравиразведка. Метод основан на изучении естественного поля силы тяжести на земной поверхности, что позволяет выявлять аномалии гра­витационного поля, обусловленного изменением плотности. Она применяется на стадиях региональных и детальных нефтегазопоисковых работ.

В последние годы в ряде районов успешно применяется высокоточная гравиразведка, которая позволяет выявлять локальные структу­ры с подготовкой их к глубокому бурению и может быть использована также и для прямых поисков скоплений нефти и газа.

Электроразведка. Метод основан на изучении естественных и искус­ственных электромагнитных полей, возникающих в земной коре под воз­действием источников постоянного и переменного тока. Электрические методы разведки применяются для решения задач структурной геологии при поисках нефтяных и газовых месторождений. С этой целью прово­дятся исследования методами теллу­рических токов (ТТ), магнитотеллурического профилирования (МТП), магнитотеллурического зондирования (МТЗ), вертикального электриче­ского зондирования (ВЭЗ) и др. (А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, В.С. Мелик-Пашаев, 1987).

Метод магнитотеллурического сканирования земной коры (МТЗ – МТС) имеет значительные преимущества с точки зрения экологии и себестоимости по сравнению со стандартными сейсмическими и электроразведочными методами. МТЗ – МТС является наиболее глубинным и малозатратным геофизическим методом. МТЗ – МТС представляет собой высокотехнологичный метод электроразведки, позволяющий сканировать земную кору на различных глубинах, в основе которого, используется природная энергия электромагнитного излучения, связанная с энергетикой земной коры (Б.К. Сысоев, А.К. Ягафаров, 2010).

Комплексирование полевых и скважинных методов изучения залежей позволяет сэкономить значительные средства, т.к. создание достоверной модели при этом осуществляется значительно меньшим количеством разведочных скважин. По стоимости же одна разведочная скважина сопоставима с полным сейсмическим исследованием залежи.

Геофизические исследования в скважинах (ГИС) проводятся с целью:

- расчленения и изучения разрезов скважин;

- определения коллекторских характеристик пород и характера их насыщения;

- контроля за состоянием разработки;

- определения технического состояния скважин.

Геофизические методы основаны на различии физических свойств пород и пластовых флюидов в различных частях изучаемого объекта: коллекторов и непроницаемых пород, нефтегазонасыщенных и водонасыщенных коллекторов, нефтей, газов и вод. Исходя из этого изучаются электрические, акустические характеристики пород, плотность, радиоактивность и т.д.

Геофизические исследования проводятся во всех скважинах: опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных и т.д. Полнота и комплекс, как уже отмечалось выше, в скважинах разного назначения различны: более полный комплекс применяется в опорно-параметрических и поисковых скважинах, менее - в эксплуатационных.

У геофизических методов изучения, в отличие от прямых, есть два преимущества. Во-первых, обычно это - непрерывные по всему стволу скважины исследования (по керну исследования ведутся дискретно).

Во-вторых, геофизические методы охватывают значительно больший объем пород. Если объем исследованного керна составляет не более сотни или тысячи кубических дециметров, то геофизические исследования охватывают до десятков тысяч кубических метров, т.е. примерно на 3 порядка больше.

Недостатком же геофизических методов исследования залежей углеводородов является то, что практически все они - косвенные и параметры определяются путем привязки геофизических параметров к физическим параметрам залежей, определенным прямыми методами.

Вместе с тем, необходимо отметить, что никакой прямой метод не заменит геофизический при определении условий залегания коллектора, их толщин, положения водонефтяных, газоводяных и газонефтяных контактов и т.д. Геофизические методы незаменимы также при контроле за разработкой и определении технического состояния ствола скважин.

Гидродинамические методы изучения залежей. Гидродинамические методы основаны на изучении фильтрации жидкости по пласту в процессе опробования и исследования скважин и проведения специальных работ (гидропрослушивания и т.д.). Объем охваченных изучением пород при гидродинамических исследованиях модификаций может достигать одной сотой, даже одной десятой части всего объема залежи.

Среди гидродинамических исследований пластов выделяются методы установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания и самопрослушивания скважин.

Метод установившихся отборов основан на том, что на каждом режиме эксплуатации скважины (при изменении противодавления на пласт) должны быть стабилизированы забойное давление и дебит нефти. Затем строится индикаторная кривая, на которой по одной оси откладывается дебит, по другой - депрессия на пласт, представляющая собой разницу между пластовым и забойным давлениями. По индикаторной кривой подсчитывается коэффициент продуктивности пласта, представляющая собой дебит скважины при депрессии, равной 1 атм, которая, в свою очередь, служит основой для расчета основных гидродинамических параметров пласта: проницаемости (Кпр), гидропроводноси (КпрН/), подвижности (Кпр/).

Исследование скважин на неустановившемся режиме основано на построении кривых восстановления давления (КВД), т.е. забойное давление не доводится до постоянной величины, а изучается сам процесс изменения давления. Естественно, этот метод более экспрессный, так как не надо дожидаться стабилизации забойного давления, которая требует длительного времени, особенно в пластах с низкими коллекторскими характеристиками, отбора и сжигания большого количества нефти. По этим кривым после специальных методов обработки также определяют основные параметры пластов: проницаемость, пьезопроводность, подвижность и др.

При гидропрослушивании выбирают две скважины - возмущающую и реагирующую. В реагирующую скважину опускают высокочувствительный манометр, способный регистрировать малейшие изменения забойного давления. В возмущающей скважине изменяют давление (путем закачки или отбора) и регистрируют это изменение в реагирующей скважине. По времени и интенсивности импульса давления в регистрирующей скважине определяют параметры пластов в межскважинном пространстве. Отсутствие импульса в реагирующей скважине свидетельствует о наличии непроницаемых экранов между возмущающей и реагирующей скважинами.

Для определения работающей толщины в интервале перфорации используются методы исследования скважин при помощи дебитомеров и расходомеров. При неоднородности пластов по разрезу обычно работают пропластки с лучшей проницаемостью, а менее проницаемые интервалы остаются неохваченными разработкой. Это очень важно при расчетах коэффициента нефтеотдачи и других проектных показателей разработки. Скважина может полностью обводниться при охвате первых десятков, даже единиц процентов вскрытой толщины.

Для решения этой проблемы используются термоэлектрические и гидродинамические дебитомеры. Первые основаны на том, что температура пласта против работающих интервалов несколько выше по сравнению с неработающими. Гидродинамический дебитомер представляет из себя простую вертушку, которая вращается тем быстрее, чем больше через него поток жидкости. Если первый прибор позволяет оценивать работающие интервалы только качественно, то гидродинамический расходомер может количественно охарактеризовать работу каждого интервала пласта.

Исследования профилей притока на нефтяных месторождениях позволяют определять степень неоднородности пластов, и данные этих исследований используются при оценке конечной нефтеотдачи и регулировании разработки залежей.

Геохимические методы. Среди геохимических методов, широко применяемых при изучении нефтяных и газовых месторождений выделяются газовый каротаж скважин и химический анализ пластовых жидкостей. Несколько реже применяется люминисцентно-битуминологический анализ пород.

Газовый каротаж используется для определения характера насыщения пластов в процессе бурения скважин. Для этого отбираются пробы глинистого раствора и выбуренной породы (шлама). Эти пробы затем в лабораторных условиях подвергаются дегазации и полученный при этом газ анализируется в специальных установках. Наличие в пробах углеводородных газов (метана и его гомологов) свидетельствует о перспективности интервала, к которому относятся изученные пробы.

Химическому анализу подвергаются пробы пластовых вод, нефтей, газов, отбираемых в процессе испытания. При анализе вод определяется ионно-солевой состав пробы, количество водно-растворенных газов, содержание микрокомпонентов (йода, брома, бора, микроэлементов и т.д.), растворенных органических веществ и т. д. По полученным данным определяется тип вод, который, в свою очередь, используется для решения ряда геологических задач, в частности для прогноза нефтегазоносности. Для вод нефтеносных и газоносных пластов, к примеру, характерны воды хлоркальциевого типа (по Сулину). Анализы вод позволяют установить источники поступления воды в ствол скважины в случае негерметичности эксплуатационной колонны.

При анализе углеводородов (нефтей, газов и конденсатов) определяется их групповой (метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды), молекулярный составы, содержание различных примесей (серы, смол, асфальтенов, микроэлементов, металлов типа никеля, ванадия, инертных газов и т.д. Эти анализы используются для изучения генезиса углеводородов, сопоставления нефтей и газов различных месторождений и залежей.

Люминисцентно-битуминологический анализ обычно используется в процессе поисково-разведочных работ для определения присутствия углеводородов в образцах пород (в керне и шламе). Если в породе присутствует примесь УВ даже в микроскопических количествах, она под лучами люминисцентной лампы светится нежно-голубым цветом.

Механический каротаж. Различные горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений обладают разной крепостью и разным сопротивлением разрушению, в частности, при бурении при помощи долот. Более быстро бурятся пески и песчаники, хуже - аргиллиты, еще труднее бурятся известняки, доломиты и окремнелые породы. На этом основано изучение разрезов скважин при помощи механического каротажа. В процессе бурения ведется постоянное наблюдение за скоростью проходки и составляется соответствующая диаграмма - механический каротаж. На этих диаграммах в зависимости от скорости проходки выделяются породы различного литологического состава - пески, песчаники, глины, аргиллиты, карбонатные породы и т.д.

Термические методы изучения залежей нефти и газа. Термические методы применяются как в процессе поисково-разведочных работ, так и при разработке месторождений. Эти методы можно объединить в пять групп:

- термометрический контроль за техническим состоянием скважин;

- термометрический контроль за техническим состоянием скважин;

- термографические исследования скважин;

- изучение тепловых полей нефтяных залежей при закачке в них холодной воды;

- термометрический контроль за тепловым воздействием на залежи.

Знания о температуре в недрах необходимы для решения как геологических, так и разного рода технических задач. При помощи измерений температуры устанавливаются такие параметры, как геотермический градиент (изменение температуры через каждые 100 м глубины скважины), геотермическая ступень (количество метров по глубине скважины, через которые температура меняется на один градус), определяется тепловое поле Земли. При проведении различных работ в скважинах (каротаж, тампонажные работы и т.д.) также требуются сведения о температуре пластов.

Термические методы используются также при определении мест негерметичности колонн. При измерении температуры пласта в работающей скважине можно определять работающие и неработающие интервалы.

При изучении изменения тепловых полей нефтяных месторождений при закачке в них холодной воды для целей заводнения установлено, что охлаждение пласта имеет локальный характер – за 4-5 лет закачки радиус охлажденной зоны достигает 200-250 м от нагнетательной скважины. Охлаждение пласта приводит к многим нежелательным последствиям, в частности, к повышению вязкости нефти, к выпадению парафина в пласте, что затрудняет движение нефти в порах и уменьшает продуктивность скважин.

При тепловом воздействии также необходим термометрический контроль. В нефтепромысловой практике применяются различные виды теплового воздействия, такие, как подогрев пласта паром, электрический подогрев призабойной зоны, внутрипластовое горение и т.д. Термометрический контроль при этом заключается в установлении закономерностей продвижения тепловых потоков в призабойной зоне и в межскважинном пространстве.