Исследование скважин в процессе бурения


Исследование скважин в процессе бурения

Бурение скважин применяется с целью поиска залежей и при проведении геологоразведочных работ по ее изучению с целью оценки запасов нефти и газа и подготовки ее к разработке.

Еще в процессе бурения отбирают керн — цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине в перспективных частях геологического разреза на обнаружение залежей углеводородов.

Исследование керна позволяет установить его нефтегазоносность и определить емкостные и фильтрационные свойства пород слагающих залежь. По завершению бурения обязательной процедурой является исследование скважин геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ геофизических исследований скважин — электрокаротаж.В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускают на электрическом кабеле приборы позволяющие определять электрические свойства пород пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют интервалы залегания проницаемых пластов и характер флюидов находящихся в их поровом пространстве.

Кроме этого применяют и другие методы исследования: измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод); измерение скорости звука в породах (акустический метод); измерение радиактивности пород (радиактивный метод); и т.д.

1. 5 ЭТАПЫ ПОИСКОВОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Поисковый этап

Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.

V Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и определяется очередность их ввода в глубокое бурение.

Геофизическими методами (чаще всего сейсморазведкой) ведутся работы на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью:

· выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;

· выделения перспективных ловушек;

· выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению;

· выбора мест заложения поисковых скважин на подготовлен­ных объектах.

V Стадия поиска месторождений (залежей)

Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. Основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки).

Задачи на этой стадии сводятся к:

· выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;

· определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;

· выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей;

Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта.

Разведочный этап

Объектами работ на этом этапе служат открытые месторождения и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие задачи:

¨ установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;

¨ определение фазового состояния УВ залежей;

¨ изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

¨ установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;

¨ установление типа залежей;

¨ определение эффективных толщин, значений пустотности, нефте-газонасыщенности отложений;

¨ установление коэффициентов продуктивности скважин;

¨ подсчет запасов;

¨ разделение месторождений на промышленные и непромышленные;

¨ выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.

Таким образом, на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.

Стадии разработки залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии (Рисунок 1.13).

v Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Рисунок 1.13 — Стадии разработки эксплуатационного объекта

v Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

v Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

v Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0.3 МПа.

Перед вводом месторождения в разработку составляется технологическая схема разработки месторождения, а затем проект разработки, которые являются программой действия при разработке.

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефтиотдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, открытую пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти,умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения,под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважиндолжно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважинына площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатациюзависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между существующими. Во втором — первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» — на месторождениях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газойли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

Этапы добычи нефти и газа

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа.

Первый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Второй этап — движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

Третий этап — сбор продукции скважин и подготовка нефти и газак транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

После ознакомления с процессом бурения нефтяных и газовых скважин рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Исследование скважин в процессе бурения

Бурение скважин применяется с целью поиска залежей и при проведении геологоразведочных работ по ее изучению с целью оценки запасов нефти и газа и подготовки ее к разработке.

Еще в процессе бурения отбирают керн — цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине в перспективных частях геологического разреза на обнаружение залежей углеводородов.

Исследование керна позволяет установить его нефтегазоносность и определить емкостные и фильтрационные свойства пород слагающих залежь. По завершению бурения обязательной процедурой является исследование скважин геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ геофизических исследований скважин — электрокаротаж.В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускают на электрическом кабеле приборы позволяющие определять электрические свойства пород пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют интервалы залегания проницаемых пластов и характер флюидов находящихся в их поровом пространстве.

Кроме этого применяют и другие методы исследования: измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод); измерение скорости звука в породах (акустический метод); измерение радиактивности пород (радиактивный метод); и т.д.

1. 5 ЭТАПЫ ПОИСКОВОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Предыдущая567891011121314151617181920Следующая

Дата добавления: 2015-07-14; просмотров: 458; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.

helpiks.org

Геофизика

* * *

В последние годы существенно расширился комплекс геофизических исследований, который проводят одновременно с бурением скважин, особенно нефтегазовых. К ним относят методы, основанные на использовании буровой техники, газовый каротаж, исследования каменного материала. Они отличаются оперативностью исследований, соответственно, помогают оптимизировать режим бурения, а также извлечь информацию, которую трудно или невозможно получить после окончания буровых работ.

7.6.1. Методы, основанные на использовании буровой техники

Методы ГИС, основанные на использовании буровой техники, позволяют проводить электрические, ядерно-физические и другие виды каротажа непосредственно в процессе бурения, а также извлекать геологическую информацию, заложенную в технологических параметрах бурения. К рассматриваемой группе можно отнести: каротаж приборами, транспортируемыми буровым инструментом; методы, основанные на анализе технологических параметров бурения; акустический каротаж в процессе бурения (виброакустический метод).

Каротаж приборами, транспортируемыми буровым инструментом, выполняют, как правило, в процессе бурения, что сокращает время простоя скважин и обеспечивает повышение экономической и геологической эффективности ГИС. Повышение геологической эффективности связано с тем, что размещение датчиков в непосредственной близости от долота позволяет получить ценную информацию до или в процессе образования зоны проникновения, уточнить интервалы испытаний коллекторов, оптимизировать вскрытие нефтегазовых коллекторов и бурения в целом, в частности, обеспечить проводку горизонтальной скважины вдоль пласта. Приборы включают в комплект бурового инструмента, располагая их в специальных вставках вблизи долота. В скважинах подземного бурения приборы транспортируют на забой буровыми штангами. Современные приборы — комплексные. С их помощью могут проводить исследования, например, такими методами электрического каротажа, как КС, МКЗ, БК, БМК, ИК, ядерно-физического — ГГК-П, НГК, ННК, сейсмоакустического — АК. В комплекс обычно включают инклинометрический блок, определяющий основные параметры (угол и азимут), характеризующие искривление скважин, датчики различных технологических параметров бурения, а также зонд ГК, служащий не только для измерения естественного гамма-фона, но и применяемый для увязки данных, полученных разными приборами. Физика явлений, происходящих при исследовании приборами, транспортируемыми буровым инструментом, и методика обработки результатов в принципе те же, что и при исследовании приборами на кабеле. Однако возникают некоторые отличия из-за изменения положения датчиков, специфики их конструкторского исполнения. Организация передачи зарегистрированной информации на поверхность от таких приборов в реальном времени является серьезной проблемой, поэтому часто применяют автономную систему сбора данных. Следует ожидать, что в обозримом будущем данный каротаж станет основным при исследовании в процессе проходки наклонных, горизонтальных, осложненных бурением скважин.

Изучение разрезов на основе анализа технологических параметров бурения служит для исследования прочностных, коллекторских и других свойств горных пород. В первую очередь это касается механической скорости бурения, затрачиваемой на него энергии и расхода промывочной жидкости (ПЖ). На регистрации этих параметров основаны механический каротаж (МК), каротаж энергоемкости (КЭ) и фильтрационный каротаж (ФК).

Механический каротаж является важнейшим среди этих методов. Он заключается в измерении механической скорости бурения: v = H/tH, где H — длина интервала бурения, равная расстоянию между точками измерения; tH — время проходки этого интервала в минутах. Длина H в зависимости от изученности разреза, скорости бурения и специфики решаемой задачи может меняться от 0,1 до 1 м. На практике обычно регистрируют не скорость, а продолжительность проходки T = 1/v. Механическая скорость бурения — обобщенный параметр, зависящий как от технологических факторов (тип долота, число его оборотов, нагрузка на долото, вязкость ПЖ и т. п.), от разности пластового и скважинного давлений, так и от твердых свойств горных пород, характеризуемых критическим напряжением (пределом прочности). По степени твердости породы делят на мягкие (глины, мергели), средние (известняки, песчаники) и твердые (кремнистые породы). Увеличение пористости приводит к уменьшению твердости и, следовательно, снижению продолжительности бурения. Рост проницаемости также способствует снижению продолжительности бурения, так как ПЖ, проникающая в коллектор, ускоряет отделение частиц от породы. Чем выше пластовое давление, тем ниже твердость, прочность пород и выше скорость. Максимальная скорость соответствует зонам повышенного и аномально высокого пластового давления (АВПД) флюида. Поровые давления в толще глин и перекрываемых ими коллекторах находятся в равновесном состоянии, и на контактах между ними давления равны. Поэтому по мере приближения к зонам АВПД поровое давление в глинах увеличивается, что сопровождается ростом скорости бурения. В целом МК может быть применен для детального литологического расчленения разреза, выделения коллекторов. Механический каротаж обладает высокой разрешающей способностью по вертикали, его данные хорошо коррелируют с данными других методов каротажа. Важная область применения МК — прогноз зон повышенных давлений и АВПД. Таким образом поддерживается оптимальный уровень гидростатического давления ПЖ, что позволяет исключить образование глубоких зон проникновения и избежать аварии (выброса на поверхность пластовых флюидов).

Каротаж энергоемкости заключается в определении энергоемкости горных пород — количества энергии, необходимого для разрушения единицы объема горной породы. Во многих случаях наименьшая энергоемкость характерна для коллекторов с повышенной пористостью и проницаемостью.

Фильтрационный каротаж заключается в регистрации расхода (дебита) ПЖ с целью выделения коллекторов, т. е. в регистрации разности объемов ПЖ, нагнетаемой в скважину и изливающейся из нее. В процессе проходки непроницаемых интервалов разность объемов равна нулю. При вскрытии коллектора разность становится больше нуля за счет поглощения им ПЖ, если пластовое давление меньше забойного, или меньше нуля, если пластовое давление превышает забойное. Фильтрационный каротаж перспективен для решения задач нефтегазового и гидрогеологического характера.

Акустический каротаж в процессе бурения (АКПБ) — метод ГИС, заключающийся в измерении параметров вибраций (колебаний) верхней части колонны бурильных труб с целью получения информации о характере разбуриваемых пород и режиме работы породоразрушающего инструмента. При бурении скважин обычно используется шарошечный способ — метод бурения с использованием шарошечного долота (долото — основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы на забое скважины в процессе ее проходки, шарошка — инструмент с зубьями, вращающийся на опорах бурового долота). Продольные колебания колонны бурильных труб возникают в результате вращения шарошек долота с частотой собственных колебаний 15–50 Гц, ударов зубьев о забой (зубцовые колебания) — 100–500 Гц, разрушения породы (1–10 кГц), пульсации промывочной жидкости и собственных колебаний колонны (не превышают 10 Гц) и некоторых других причин. Таким образом, колебания каждого типа имеют свой характерный частотный диапазон и могут быть выделены с помощью системы частотных полосовых фильтров. Датчик упругих колебаний, измеряющий параметры продольных колебаний колонны, располагают обычно на скважине, на вертлюге (звено между подъемным механизмом и буровым инструментом при бурении скважин), который имеет механический контакт с колонной бурильных труб. Там же располагают датчики технологических параметров бурения (частоты вращений колонны, давления бурового раствора, веса колонны на крюке), могут применять и датчики параметров крутильных колебаний колонны. Информацию о свойствах проходимых пород несут распространяющиеся по системе бурильных труб волны, связанные с зубцовыми колебаниями и колебаниями, вызванными разрушением породы. От твердости разбуриваемых пород зависят как амплитуда, так и форма вибрации. Так, чем выше твердость породы, тем выше амплитуда продольных колебаний. АКПБ можно применять для литологического расчленения разрезов, оценки волновых сопротивлений пород (произведения плотности и скорости продольных волн среды), оперативного выделения пластов-коллекторов, прогноза зон АВПД. Одновременно с его помощью удается контролировать технологические параметры, характеризующие процесс бурения. Диаграммы АКПБ хорошо дифференцированы по вертикали и надежно коррелируются с диаграммами других методов каротажа. Метод АВПД до настоящего времени не стал обязательным в процессе бурения, однако все данные для этого у него имеются.

7.6.2. Газовый каротаж

Метод, основанный на определении количества и состава углеводородных газов в промывочной жидкости, называют газовым каротажем. Так как относительное содержание и состав углеводородных газов прямым образом связаны с нефтегазоносностью отложений, газовый каротаж является прямым методом выявления и изучения нефтегазовых коллекторов. Этим он выгодно отличается от других методов ГИС. Наибольшую информацию о продуктивности породы дают такие компоненты, как метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и гексан (С6Н14).

Углеводородные газы в горных породах могут находиться в свободном, растворенном и сорбированном (от лат. sorbeo — «поглощаю») состояниях, а также в виде конденсата в воде и нефти (конденсат — продукт, выделенный из природного газа и представля­ющий собой смесь жидких углеводородов, содержащих больше четырех атомов углерода в молекуле).

Пластовые воды обычно содержат азот, метан, этан, пропан и другие соединения (СnН2n+2), производные от метана, кислород, иногда — углекислый газ, аргон, гелий, сероводород. В водах, контактирующих с нефтегазовыми залежами, относительное количество углеводородов нарастает и компонентные составы воды и залежи приближаются. Количество углеводородных газов в нефти и воде различное, так как газы имеют различную растворимость. В свою очередь, различен количественный суммарный и компонентный состав газов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Так, газы нефтяных месторождений обогащены больше тяжелыми компонентами, для газовых месторождений основным компонентом является метан. Газоконденсатным залежам свойственна несколько более высокая концентрация тяжелых углеводородов, чем газовым. Сорбированный газ также обогащен тяжелыми компонентами, максимальной сорбирующей способностью отличаются глины. Существенно, что отложения, перекрывающие нефтегазовые залежи, содержат углеводородные газы, концентрация которых нарастает по мере приближения к кровле продуктивного пласта.

При бурении газы переходят в промывочную жидкость (ПЖ) и в процессе ее циркуляции выходят на поверхность. Количество газа и его компонентный состав в объеме ПЖ, прошедшем через забой в процессе разбуривания того или иного пласта, соответствует количеству и компонентному составу газа в этом пласте. Поэтому, определяя суммарное и компонентное содержание горючих газов в ПЖ, можно прогнозировать продуктивные отложения до их вскрытия, выделять коллекторы и оценивать характер их насыщения.

Метод газового каротажа предусматривает извлечение газов (дегазацию) ПЖ на устье скважины с помощью специальных устройств — дегазаторов. Их принцип действия заключается в снижении давления в исследуемой жидкости ниже давления насыщения. Выделя­ющийся газ, увлеченный потоком воздуха, поступающего от компрессора, попадает на вход анализирующего устройства непрерывного действия — газоанализатора, с помощью которого определяют суммарное содержание газов. Широко распространены термокондуктивные газоанализаторы. Они устанавливают содержание газов по различию теплопроводности газовоздушной смеси, проходящей через рабочую камеру, и чистого воздуха, подаваемого во вспомогательную камеру. Для этого в камерах располагаются чувствительные элементы (резисторы), электрическое сопротивление которых меняется по мере прохождения газа через камеру. Часть газовоздушной смеси отбирают в пробоотборники для компонентного анализа, ведущим способом которого является хроматография, основанная на различной скорости движения газов через слой сорбирующего вещества. На рисунке 7.34 дан пример диаграммы показаний. Диаграмма, зарегистрированная как функция времени, представляет собой ряд пиков, моменты их появления характеризуют наличие в газовой смеси тех или иных компонентов, а площади — содержание этих компонентов. С помощью газового каротажа также определяют газосодержание шлама и керна и компонентное содержание газа в ПЖ. Рассмотренная аппаратура — дегазаторы, газоанализаторы, хроматографы — входит в состав газокаротажной станции.

Рис. 7.34. Пример хромограммы компонентного анализа

При газовом каротаже привязка полученных данных по глубине связана с большими сложностями, обусловленными тем, что путь газа от забоя до устья занимает значительное время, зависящее от ряда трудноучитываемых факторов — производительности насосов, наличия каверн, сужений, поглощения ПЖ и притоков воды в скважину и т. д. Для опре­деления истинной глубины используют экспериментально полученные зависимости, учитывающие расход ПЖ и скорости бурения. Диаграммы газового каротажа могут дополнительно увязывать с диаграммами других методов ГИС.

Газовый каротаж применяют для прогнозирования, выделения и оценки характера насыщения нефтегазовых залежей. Получаемая информация позволяет обеспечить оптимальный режим разбуривания нефтегазовых коллекторов, уточнить интервалы проведения испытаний пластов и отбора из стенок скважины образцов пород. При разведке угольных месторождений газовый каротаж применяют с целью определения концентрации метана, являющегося взрывоопасным газом.

7.6.3. Исследование каменного материала

Шлам, непрерывно поступающий на поверхность в процессе бурения, и керн, отбира­емый из перспективных интервалов, объединяют под общим названием «каменный материал». Несмотря на принципиальное сходство методов экспресс-анализа шлама и керна, они обладают рядом существенных различий.

Экспресс-анализ шлама (каротаж по шламу). Шлам является продуктом разрушения горных пород и несет информацию об их литологии, минеральном составе, содержании полезных ископаемых, характере насыщения, фильтрационно-емкостных, прочностных и других свойствах. Поэтому исследования шлама непосредственно в процессе бурения позволяют получить ценную геологическую информацию о разрезе, повысить эффективность петрофизического обеспечения методов ГИС. Шлам отбирают по габаритам (обычно до 5 мм и выше 5 мм) с помощью автоматического шламоотборника. Предусматривается отбор проб с шагом, обусловленным неоднородностью разреза; достаточным считают отбор трех проб на интервале, равном минимальной мощности перспективных пластов. Эффективное использование информации, полученной при анализе шлама, возможно при надежной привязке отобранных проб по глубине. Исследования шлама проводят одновременно с газовым каротажем. Отобранный шлам отмывают от глинистого раствора, высушивают, описывают, изучают его плотность, прочность, абразивные, емкостные и фильтрационные свойства, характер насыщающего флюида, карбонатность и осущест­вляют люминесцентно-битуминологический, газометрический анализы и анализ методом инфракрасной спектроскопии.

Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) основан на изучении люминесценции (свечения) битумов под воздействием ультрафиолетовых лучей. Интенсивность люминесценции зависит от количества битумов, а цвет — от компонентного состава. Анализу подвергают пробу жидкости, извлеченную из шлама с помощью растворителя. ЛБА также применяют для исследования пластовой жидкости (ПЖ).

Газометрический анализ шлама состоит в определении количества и компонентного состава содержащегося в нем газа методами, сходными с применяемыми при исследовании ПЖ. Для глубокой дегазации шлам нагревают до 60–70 °С с одновременным снижением давления.

Инфракрасная спектроскопия шлама основана на исследовании инфракрасных (ИК) спектров поглощения, которые возникают в результате поглощения ИК-излучения при прохождении его через вещество. Это поглощение селективно, поскольку происходит на частотах, совпадающих с собственными частотами колебаний атомов в молекулах вещества (например, нефти), а в кристаллических веществах (например, в кристаллических минералах) — с частотой колебаний кристаллической решетки. Так как для конкретного минерала существует своя полоса поглощения, то по полосам и их интенсивностям можно оценить минеральный состав шлама.

Наряду с традиционными методами исследования разрабатывают ядерно-физические методы, не требующие предварительной подготовки шлама к исследованию. Они позволяют оценить интегральную радиоактивность проб, содержание в них естественных радиоактивных (К, U, Th) и ряда других (Si, Al, Ca, Fe) элементов, пористость проб шлама, содержание в них воды и нефти.

Задачи, решаемые на основе анализа шлама, весьма разнообразны. С его помощью осуществляют прогноз зон АВПД, построение литолого-стратиграфических разрезов скважин, выделение и оценку содержания полезных ископаемых, выделение нефтегазовых коллекторов и оценку их коллекторских свойств, оптимизацию процесса бурения. Особенно велика роль шлама при недостаточном выносе керна.

Экспресс-анализ керна. Керн — очень важный источник геолого-геофизической информации. С помощью керна в стационарных лабораториях детально изучают литологические, структурно-текстурные, фильтрационно-емкостные, прочностные и другие характеристики горных пород, оценивают их продуктивность, получают петрофизические зависимости. Однако, как правило, всесторонним исследованиям подвергается лишь незначительная часть образцов. Поэтому применяют массовые экспресс-исследования керна непосредственно в процессе бурения. Основными решаемыми задачами являются:

• оптимизация отбора представительных образцов для лабораторных исследований. Она необходима для обеспечения репрезентативности выборок. Репрезентативной считают выборку, содержащую достаточное, с точки зрения статистических критериев, число образцов с параметрами, перекрывающими весь диапазон изучаемого свойства;

• снижение погрешности определения средних значений подсчетных параметров (например, коэффициент пористости, проницаемости). Оно основано на применении косвенных методов оценки. Прямой метод оценки заключается в том, что среднее значение подсчетного параметра определяют на малой выборке в лабораторных условиях. При косвенной оценке среднее значение подсчетного параметра получают с помощью значения параметра, сравнительно легко определяемого в полевых условиях и связанного с подсчетным линейной корреляционной зависимостью, например, зависимость пористости от плотности;

• привязка керна к данным ГИС по глубине. Она необходима при поиске корреляционных петрофизических зависимостей по системе «керн — ГИС», т. е. подсчетные параметры определяют по керну, а соответствующие им физические (например, интервальное время, плотность) — по диаграммам ГИС в точках отбора образцов, т. е. in situ. Привязка необходима также для проверки эффективности системы интерпретации путем сопоставления подсчетных параметров, полученных по ГИС и по контрольной выборке керна. При этом возникают трудности, так как существует расхождение между глубиной начала интервала бурения с отбором керна, найденной по буровому инструменту, и глубиной, определенной по каротажному кабелю, соединенному со скважинным прибором. Существует метод, позволяющий осуществить автоматизированную привязку кернов к данным ГИС по глубине с помощью основных информационных параметров: плотности, интегральной радиоактивности, скорости продольной волны и др.

Экспрессный анализ керна также необходим при получении информации для принятия оперативного решения об испытаниях пласта и о дальнейшем отборе керна как при бурении, так и из стенок скважины.

bookonlime.ru

Геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин

Перед тем, как начинать промышленную эксплуатацию нефтяного месторождения, обязательно проводятся геолого-технологические исследования пластов. Это необходимо для того, чтобы точно определить интервалы, на которых будут проводится испытания. Извлекается пластовый флюид, на его основе рассчитываются необходимые гидродинамические характеристики. Результаты получаются в виде геолого-физических параметров горных пород, которые пересекаются скважиной.

К сожалению, геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин не позволяют составить характеристику пласта с точностью до метра, однако становится возможным динамическое испытание некоторых интервалов в условиях, максимально приближенных к эксплутационным. Геолого-технологические исследования проводятся не только для повышения эффективности разработки месторождения, но и для обеспечения безопасности технологического процесса, его безаварийного характера.

Что такое геолого-технологические исследования?

Эффективность и безопасность бурения нефтяной скважины во многом определяется качеством геолого-технологических исследований. В процессе бурения информация должна поступать оперативно, что особенно важно при проведении боковых горизонтальных ответвлений. Информация подразделяется на три основные категории:

  • геологическая;
  • геохимическая;
  • технологическая.

На основании сведений по каждой из указанных категорий можно выполнить следующие действия:

  • Провести литологическое и стратиграфическое расчленение разреза.
  • Подготовить прогноз по глубине нахождения нефтеносного пласта.
  • Разработать подходящую для вскрытия нефтяного пласта траекторию стволов скважины.
  • Проводить быстрые корректировки направления горизонтального ствола в ситуациях, если долото выйдет за коллектор.
  • Снизить расходы на бурение скважины и свести к минимуму риски аварийности.

В зависимости от того, насколько точно получена и обработана информация, будет зависеть порядок вскрытия нефтеносных пластов, а это, в свою очередь, влияет на эффективность отбора сырья и всю дальнейшую эксплуатацию месторождения. В сравнении с классическими геофизическими методиками, геолого-технологические исследования в процессе бурения позволяют получать более оперативную информацию (время между вскрытием пласта и проведением исследований - минимальное).

Быстрое получение информации и предпринимаемые на ее основании корректировки помогают своевременно исключить неблагоприятные факторы, способные повлиять на дельнейшую разработку. Если режим вскрытия нефтеносного пласта выбран правильно, при бурении удастся сохранить естественные свойства коллектора в районе скважины. Соответственно, сама скважина будет более продуктивной на всех этапах эксплуатации. Правильный режим бурения можно выбрать только с помощью оперативных геолого-технологических исследований.

Основные задачи, решаемые с помощью ГТИ

Главная задача при проведении геолого-технологических исследований – обеспечить оперативный контроль состояния нефтяной скважины. Такие исследовательские работы проводятся на протяжении всего времени строительства и подготовки к эксплуатации. В ходе бурения нужна максимально достоверная информация о геологическом разрезе, чтобы корректировки проводились своевременно. Также правильный подход к организации исследований способствует достижению ожидаемых технических и экономических показателей, помогает соблюдать требования по охране окружающей среды.

Для любой нефтедобывающей компании геолого-технологические исследования – основной источник информации в ходе бурения новых скважин. Обрабатываются не только геологические данные, напрямую связанные с пластом, но и технические параметры бурения. К геолого-технологическим исследованиям относятся следующие виды работ:
  • Отслеживание параметров бурения в режиме максимальной оперативности.
  • Контроль операций бурения, а также цементажных, ловильных и спуско-подъемных процедур (то есть, контролируются все сопутствующие работы).
  • Исследование полученных в ходе бурения горных пород, определение нефтеносных и газоносных пластов.
  • Химический анализ бурового раствора.
  • Исследование керна и шлама по нескольким направлениям.

Применительно к строительству горизонтальных скважин и ответвлений, можно выделить несколько дополнительных задач геолого-технологических исследований:

  • Определение реперных пластов и расчет времени вскрытия коллектора.
  • Корректирование направления движения ствола на горизонтальном участке.
  • Оперативная диагностика процесса бурения, немедленное оповещение по всем возникающим сложностям и аварийным ситуациям.
Получив информацию по реперам и опорным пластам при вертикальном бурении, специалисты могут корректно ориентироваться в разрезе и нужный момент начинать искривление основного ствола нефтяной скважины. От этого искривления в дальнейшем будут прокладываться дополнительные наклонные и горизонтальные ответвления.

Методы геолого-технологических исследований скважин

Используемые геолого-технологические методики зависят от того, какая задача решается при бурении в данный момент времени. Например, если необходимо определить момент начала искривления вертикального ствола скважины, на каждом пройденном метре берутся пробы шлама и керна, проводится их анализ. В технологии для анализа предусмотрен так называемый «обязательный комплекс», в состав которого входят следующие виды работ:

  • Изучение состава керна и шлама с помощью микроскопа.
  • Анализ горных пород на содержащиеся в них минеральные компоненты.
  • Проведение люминесцентного и битуминологического анализа.
  • Установление точной плотности и коэффициента пористости горной породы.

После проведения всех указанных выше геолого-технологических исследований можно построить литологический разрез, с высокой точностью определить границы, на которых соприкасаются различные по составу пласты. Располагая информацией о фактической структуре разреза, можно провести ее сравнение с прогнозируемыми параметрами. Если есть значительные расхождения в результатах, процесс бурения нужно быстро корректировать, так как искривление скважины придется начинать уже на другой глубине.

Благодаря геолого-технологическим исследованиям очень часто обнаруживаются расхождения фактических и прогнозируемых параметров, так как на основе предварительного анализа очень сложно определить точную глубину залегания различных горных пород. Если момент искривления скважины будет выбран неправильно, это сделает невозможным подведение горизонтального бокового ствола к коллектору.

Еще один обязательный метод – это геолого-технологический анализ, направленный на получение сведений по корректировке траектории ответвлений скважины. Здесь также предусматривается изучение шлама и керна, плотности пород, газового состава. Если происходит вход ствола скважины в коллектор, это немедленно приводит к изменению отслеживаемых параметров. Одновременно меняются и технические характеристики бурения.

Видео: Исследование горизонтальных скважин

snkoil.com


Смотрите также