2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации

и создание объемных моделей залежей нефти и газа

За последние два десятилетия в мире произошла компьютерная революция. Мощности вычислительной техники сейчас таковы, что позволяют обрабатывать и интерпретировать информацию на другом качественном уровне. Это касается всех областей деятельности человека, в том числе и геологии и нефтегазопромыслового дела. Если раньше результаты каждого метода обрабатывались отдельно и только потом сравнивались между собой, то сейчас появилась возможность обрабатывать и интерпретировать этот материал вместе, в комплексе.

Выше уже отмечалось, что залежи нефти и газа изучаются по данным керна, каротажа, полевых сейсмических методов и т.д. Обычно по результатам исследования керна определяются литологический состав и основные коллекторские характеристики нефтегазосодержащих пород. Путем построения зависимостей керн-геофизика эти же параметры определяются по данным ГИС, затем результаты двух методов сравниваются и за основу берется тот из результатов, который представляется более достоверным.

С появлением мощной вычислительной техники представляется возможность интегрированной обработки и интерпретации всей имеющейся информации совместно. Программы компьютерной обработки данных позволяют путем перехода от точных, но малообъемных исследований к менее точным методам с более широким охватом исследованиями создавать объемные модели залежей, в которых отражаются изменения основных параметров залежей как по горизонтали, так и по вертикали, т.е. по всему объему залежи.

Так, изучив пористость пород по керну, объем которого составляет в среднем всего одну тридцатимиллиардную часть от объема залежи, можно перейти на определение этого параметра по каротажу, объем охваченных исследованием пород по которому примерно в 20000 раз больше, чем по керну. Далее, перейдя от каротажных исследований к сейсмическим можно определять пористость пород не только в призабойной зоне скважин, но и в межскважинном пространстве залежей, т.е. охват исследованиями пористости в этом случае будет приближаться к 100%. Такие примеры в нефтегазопромысловой практике на нефтяных месторождениях России имеются. Так, компания «Марафон» при подготовке проекта разработки Пильтун-Астохского месторождения, расположенного на восточном шельфе Сахалина, путем интегрированного анализа всей полноты геолого-геофизической информации создала объемную модель всех основных залежей, что позволило существенно сократить количество эксплуатационных скважин, т.к. по проекту они были расположены только на участках с лучшими фильтрационно-емкостными показателями, сведения о которых получены на объемных моделях залежей.

2.4.1 Геологический и технический конроль за строительством скважин

Проектирование бурения любой глубокой скважинына территории Западной Сибири , будь то поисково-разведочная или эксплуатационная, представляет собой крупное и финансово объемное производство. Поэтому бурение скважин должно быть геологически и технически обосновано. Начальным и базовым документом на бурение скважины является геологический проект. Геологические проекты в зависимости от конкретной ситуации могут быть индивидуальными, т.е. на каждую отдельную скважину, или групповыми, на группу однотипных скважин.

По данным, приведенным в геологическом проекте, составляется технический проект, в котором приводятся такие данные, тип бурового станка и основных его узлов, конструкция скважины, высота подъема цемента за колонной, способ заливки, тип и размер долот, число долблений, проходка на долото, нагрузка на долото, число оборотов ротора и т.д.

2.4.2 Первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов

Первичное вскрытие продуктивных пластов. Под первичным вскрытием пласта понимается пересечение его скважиной в процессе бурения, т.е. соединение пласта со скважиной. Процесс вскрытия пласта имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины. Основными условиями, которые должны быть при этом соблюдены, являются обеспечение безопасности бурения и минимизация вредного влияния бурового раствора на коллекторские характеристики пород.

По условиям вскрытия продуктивные пласты можно разделить на две группы: а) высокопродуктивные пласты с высоким давлением, и б) истощенные пласты с пониженным давлением. При вскрытии пластов первой группы необходимо принять меры по предотвращению открытых фонтанов (обеспечение требуемой плотности бурового раствора, монтаж противовыбросового оборудования и т.д.). Для второй группы, наоборот, необходимо принять меры по предотвращению проникновения в пласт фильтрата бурового раствора, т.к. это приводит к существенному ухудшению фильтационно-емкостных характеристик пород.

Проникновение фильтрата в пласт наблюдается и в коллекторах с высоким давлением и это всегда отрицательно сказывается на продуктивности пластов, особенно пресный фильтрат раствора, который вызывает разбухание глинистого цемента терригенных коллекторов. Поэтому в особо сложных случаях (низкопроницаемые коллектора с высоким содержанием глинистого цемента), несмотря на дороговизну, применяют полимерные растворы или растворы на нефтяной основе, которые обеспечивают минимальное проникновение раствора в пласт.

В зависимости от конкретной ситуации продуктивный пласт может быть вскрыт на всю толщину или только частично. Последнее применяется в случаях, когда продуктивный насыщен углеводородами не на полную толщину (к примеру, такая методика вскрытия пластов применяется при разработке газовых залежей сеномана на севере Тюменской области).

Вторичное вскрытие продуктивных пластов. Для того, чтобы изолировать продуктивные и водоносные пласты друг от друга, скважина обсаживается колонной и цементируется. Сообщение намеченного к испытанию пласта со скважиной, т.е. вторичное вскрытие, осуществляется перфорацией. При этом перфораторами различной конструкции (пулевыми, торпедными, кумулятивными, пескоструйными и т.д.) в колонне, цементном кольце и породе пробиваются отверстия, через которые жидкость из пласта проникает в ствол скважины и далее к устью.

При пулевой перфорации отверстия в колонне создаются при помощи пуль, выбрасываемых из перфоратора пороховым зарядом. Торпедная перфорация от обычной пулевой отличается тем, что пуля, пробив колонну и цементное кольцо, попадает в породу и там взрывается, создавая лучшие условия для притока жидкости из пласта.

В настоящее время более широкое распространение получила беспулевая перфорация, разновидностями которой являются кумулятивная и пескоструйная. При кумулятивной перфорации колонна и цементный камень прожигаются струей высокотемпературного газа, создаваемой взрывчатым веществом за счет специальной формы заряда. Гидропескоструйная перфорация применяется при необходимости создания отверстий в многоколонных конструкциях без растрескивания цементного кольца и колонны. Отверстия при этом создаются абразивной струей смеси жидкости с песком, истекающей большой скоростью и под высоким давлением через особо прочные сопла.

Плотность перфорации (количество отверстий на 1м ствола скважины) в зависимости от коллекторских свойств вскрываемых пород может меняться от 4-6 до 20-30.

Для обеспечения точности интервала перфорации применяют специальные методы геофизического контроля. При вскрытии пластов со смешанным насыщением (нефть-газ, нефть-вода, газ-вода) обычно от границы раздела фаз (ВНК, ГНК, ГВК) при перфорации отступают на несколько метров для получения чистой нефти или газа.

Вызов притока, опробование и исследование скважин. После перфорации скважины для получения притока производится освоение скважин. Для этого в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 2-2,5 дюйма. В зависимости от конкретных условий: продуктивности пласта, давления, назначения скважины, вида ожидаемого продукта и т.д. могут применяться различные способы освоения. Все они основаны на создании перепада между пластовым и забойным давлениями. Это достигается снижением забойного давления путем замены глинистого раствора в стволе на более легкие жидкости (воду или нефть) или снижением уровня жидкости в стволе скважины тартанием, свабированием или при помощи компрессора.

После вызова притока обычно производят отработку скважины через насосно-компрессорные трубы с целью очистки призабойной зоны пласта и приступают к исследованию испытываемого интервала. Фонтанирующие скважины исследуют методом установившихся отборов. При этом скважину отрабатывают на нескольких режимах, изменение которых достигается сменой штуцера (диск с отверстиями различного диаметра, который устанавливается в трубопроводе, по которой течет нефть из скважины). Наиболее часто применяемые штуцеры имеют диаметр отверстия 2-12 мм. На каждом режиме измеряют дебит скважины, газовый фактор, давление на устье и на забое скважины, фиксируют вынос песка, воды. Число режимов должно быть не менее трех. По данным, полученным в процессе исследования, определяют основные гидродинамические параметры пластов: коэффициент продуктивности, проницаемости, пъезопроводность, гидропроводность и т.д. Скважины с низкой продуктивностью или с низким пластовым давлением исследуют методом неустановившихся отборов.