НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ПЕРЕИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС И ИСПЫТАНИЙ НА СТАРЫХ НЕФТЕПРОМЫСЛАХ ПРИ ПЕРЕОЦЕНКЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
В.Е Кораблинов (АНК "Шельф")
Переоценка запасов нефти и газа в старых нефтепромысловых районах Сахалина давно назрела. Толчком для данных исследований послужило становление негосударственных нефтяных компаний.
На первом этапе (1991 - 1992 годы) основным пользователем недр на Сахалине являлось объединение "Сахалинморнефтегаз", за которым законодательно было закреплено право на открытые на тот период месторождения нефти и газа. Принятый закон о недрах и введение лицензирования на разведку и добычу нефти, а также сокращение финансирования вынудило "Сахалинморнефтегаз" отказаться от выработанных и "малоперспективных" месторождений, изученность которых бурением была очень высока, а проведение дополнительной разведки считалось нецелесообразным.
Созданная в 1992 году Акционерная нефтяная компания "Шельф" на основании результатов переинтерпретации данных сейсморазведки и ГИС по ряду забалансовых месторождений вышла в Сахалингеолком с предложением о вынесении на конкурс наиболее перспективных из них. В 1993 году компания выиграла конкурс на право разведки и разработки первого лицензионного участка. В площадь участка вошла, кроме выработанного нефтегазоносного месторождения, и прилегающая территория, представляющая значительный интерес для выявления новых залежей углеводородов.
Для уточнения геологического строения в период 1994-95 гг. вся площадь лицензионного участка была покрыта трехмерными сейсморазведочными работами 3Д. Интерпретация результатов сейсморазведки в комплексе с данными ГИС позволила значительно расширить контур прогнозируемой нефтегазоносности.
В пределах лицензионного участка многопластовое (17 залежей) нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1957 году и сразу началась его эксплуатация, продолжавшаяся по 1980 г. Годовая добыча нефти снизилась в последний год до 1,3 тыс. т и прекратилась в связи с обводненностью пластов.
На месторождении было пробурено несколько десятков скважин по системе поперечных профилей, ориентированных вкрест простирания складки. Максимальная глубина бурения - 3512 м.
Для ревизии текущих запасов углеводородов и их прироста в 1994 - 1995 гг. проведены работы по восстановлению части скважин старого фонда.
Промыслово-геофизические исследования на месторождении проводились в вертикальных и наклонно направленных скважинах глубиной 2000 - 3500 м.
Комплекс промыслово-геофизических исследований, применявшийся в 1960-70 гг., не отличался разнообразием и включал следующие виды работ:
Полнота выполнения комплекса ГИС и его качество оставляли желать лучшего. Так, из нескольких десятков прокаротированных скважин методы радиометрии удовлетворительного качества получены в 30%. Микрозондирование выполнено в восьми скважинах. В отдельных из них не выполнено БКЗ или выполнено только в части продуктивного разреза.
Активно велись работы по контролю за разработкой месторождения. Это было обусловлено низким качеством цементажа скважин и наличием затрубной циркуляции. Работы выполнялись закачкой в интервал перфорации радиоактивной жидкости, приготовляемой добавлением в воду радиоизотопов. Затем, после промывки скважины, выполнялся замер естественной радиоактивности (ГК), и по отклонению от контрольной кривой оценивалось наличие перетоков.
Вскрытие пластов-коллекторов бурением и перфорацией осуществлялось с избыточным давлением на пласт 30 - 50 атм., что обусловило, во многих случаях, сложности в освоении пластов при их испытании. Диапазон изменения плотности применяемых пресных буровых растворов - 1,1 - 1,4 г/см3.
Перфорация скважин осуществлялась как пулевыми, так и кумулятивными перфораторами. Пробивная способность пулевых перфораторов была невысокой. В отдельных случаях отмечались заклинки перфораторов застрявшими в колонне пулями.
Серьезной проблемой, по нашему мнению, являлось использование для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм долот диаметром 244 мм. Большой кольцевой зазор (колонна - стенка скважины) обуславливал сложности при цементаже и вскрытии пластов перфорацией, трудности в освоении пластов при их испытаниях.
Практически во всех скважинах качество цементажа низкое. Повсеместно отмечался недоподъем цемента до планируемого уровня. Отсутствовали методы контроля качества цементирования.
Методика интерпретации данных ГИС
Количественная интерпретация результатов ГИС в период поисково-разведочных работ на месторождении сводилась к обработке кривых БКЗ и получению по ним удельных сопротивлений пласта, зоны проникновения и глубины проникновения фильтрата бурового раствора в радиальном направлении. По результатам интерпретации БКЗ составлялось "Заключение по интерпретации", где в комментариях указывались нефтегазоперспективные интервалы. Оценка характера насыщения производилась по наличию понижающего проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (rзп < rп) выше критического, установленного экспериментально. Данная методика носила качественный характер и не исключала возможности пропуска нефтеперспективных интервалов во многих скважинах.
Причиной неудач являлся малоинформативный комплекс ГИС, отсутствие радиометрических исследований в большей части скважин, некачественные испытания вследствие негерметичности затрубного пространства, невозможность испытания многих интервалов из-за недоподъема цемента.
Выполненная переинтерпретация материалов ГИС показала большую значимость кривых стандартного каротажа при выделении коллекторов и нефтеперспективных интервалов среди выявленных коллекторов. Оптимальное соотношение минерализации бурового раствора и пластовых вод (rф/rв >= 10) позволяет получить хорошо дифференцированную кривую ПС практически во всех пробуренных скважинах. Повышенное сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора находит отражение на кривых потенциал-зондов и, наряду с кривой ПС, способствует более однозначному выделению проницаемых интервалов. Наличие кривых микрозондирования и кавернометрии еще более упрощает задачу выделения коллекторов.
Материалы БКЗ совместно с данными стандартного каротажа и радиометрии (ГК + НГК) являются основными источниками информации при определении удельного сопротивления пласта, зоны проникновения и глубины проникновения фильтрата глинистого раствора в пласты, при определении нефтегазонасыщенности, пористости, глинистости и эффективной мощности пластов-коллекторов.
Кривые нейтронного гамма-метода зачастую несут информацию о газонасыщении коллекторов. Эффективность метода НГК во многом зависит от времени между вскрытием пласта бурением и проведением ГИС. Как правило, хорошо выделяются свежевскрытые бурением газоносные пласты.
Выделение углеводородонасыщенных пластов
Выделение углеводородонасыщенных пластов производилось несколькими способами.
1. По величине критического сопротивления rп, исходя из предположения постоянства пористости и минерализации пластовых вод в пределах конкретного продуктивного горизонта. Используя структурные карты горизонтов и учитывая положение водонефтяных контактов, можно довольно однозначно прогнозировать контур залежи и характер насыщения горизонта в конкретной скважине, располагая сведениями о его удельном сопротивлении.
Наибольшие проблемы при оценке продуктивности связаны с основным нефтеперспективным объектом. Определяющими здесь, по нашему мнению, явились несколько факторов:
Для понимания характера распределения удельного сопротивления нефтяного пласта по площади месторождения на структурную карту в местах расположения скважин вынесены его удельные сопротивления, взятые из таблиц обработки БКЗ. В преобладающем большинстве максимальные значения rп принадлежат кровельным интервалам. По характеру распределения сопротивлений можно четко обозначить:
Выполнен статистический анализ изменения сопротивлений пласта для испытанных горизонтов с установленным характером насыщения. Использованы два массива чисел:
Охарактеризованность месторождения керном невысока. Практически по всем горизонтам имеются единичные определения пористости, проницаемости, карбонатности и гранулометрического состава. Качество многих анализов вызывает сомнение. Совместный анализ керновых данных и ГИС позволил установить, что большая часть керна характеризует уплотненные или глинистые разности внутри продуктивных горизонтов. В связи с низкой представительностью керна выполнен анализ закономерностей изменения физических свойств внутри горизонтов для последующего перехода от керновых определений к данным ГИС. Установлены корреляционные связи между физическими параметрами, определяемыми на керне
и по данным ГИС
Определены граничные значения коллекторских свойств пластов, оцениваемые по данным ГИС и результатам испытания скважин.
Машинная интерпретация по программам функциональных преобразований ИНГЕФ выполнена в скважинах, расположенных, в основном, в контуре залежи, так как только по ним проводилась регистрация кривых радиоактивного каротажа (ГК + НГК), используемых при расчетах пористости.
По методу функциональных преобразований ИНГЕФ выполнены комплексные определения вещественного состава, флюидонасыщения и фильтрационно-емкостных характеристик по материалам ГИС. Для контроля правильности решения основной задачи - оценки нефтегазонасыщения пород - осуществлялся совместный вывод кривых общей пористости и пористости, занятой только водой, рассчитанной по данным сопротивления.
В системе ИНГЕФ, благодаря особому учету свойств связанной воды, баланс пористости достигается не только в чистых водонасыщенных коллекторах, но и во всех глинистых породах, что может служить доказательством правильности всего цикла обработки данных ГИС. Обоснованные автором программ Заляевым Н.З. функции для преобразования геофизических параметров в геологические обеспечивают требуемую точность определения последних.
Результаты сопоставления данных определения пористости, проницаемости и глинистости позволяют сделать вывод о том, что коллекторские свойства пластов характеризуемого месторождения контролируются величиной пористости и характером распределения глинистости в пластах.
Выводы и рекомендации
Комплексный анализ результатов ранее проведенных исследований 1960 - 1970 гг. (данных сейсморазведки, бурения, испытания и промыслово-геофизических исследований) показал, что используемые в то время технологии проведения работ на всех уровнях и этапах вели к допущению и накоплению значительных ошибок.
1. Данные сейсморазведки не позволяли вести надежную корреляцию перспективных горизонтов. Их глубинность при этом не превышала 1,5 км в интервалах с надежной корреляцией. На больших глубинах отражения не носили систематического характера. Зачастую отсутствовали надежные критерии выделения разрывных нарушений.
В совокупности данные сейсморазведки не позволяли надежно моделировать геологическое строение месторождения с разбивкой на тектонические блоки, вести правильную оценку роли разрывных нарушений, разделяющих блоки, и сохранности залежей углеводородов в их пределах. Данные сопоставления структурных построений, выполненных по старым материалам и результатам съемки ЗД для одних и тех же горизонтов, зачастую меняют представления о строении блоков на диаметрально противоположные. То есть нередко допускалось неоптимальное заложение скважин со значительным их количеством за контуром углеводородов.
2. Данные бурения. Технический уровень бурения также влиял на конечный результат разведки. Основным негативным фактором являлось низкое качество цементажа и, как следствие, неоптимальное испытание пластов. Согласно документации из дел скважин испытано с негерметичными колоннами 70% из них, а в половину оставшихся скважин колонна не опускалась вовсе.
Кольматация коллекторов буровым раствором и его фильтратом создавала трудности в освоении пластов при испытаниях, а в отдельных случаях делала невозможным вызов притока пластового флюида. В одной из скважин, надежно продуктивной по всем горизонтам, все испытанные объекты не дали притока.
3. Промыслово-геофизические исследования. Ограниченный объем ГИС, низкий уровень их технологии и интерпретации нередко приводили к неоптимальному выбору объектов испытаний, пропускам продуктивных пластов. При получении пластовой воды из рекомендованных к испытаниям продуктивных объектов ремонтные работы не проводились. Оставлялись без интенсификации объекты, не давшие притока, но охарактеризованные данными ГИС как продуктивные.
Отсутствие контроля за положением интервалов перфорации способствовало пропускам отдельных близкорасположенных горизонтов, рекомендованных к совместной эксплуатации. Вследствие ошибок в определении глубин и интервалов перфорации один из пластов оказывался не прострелянным, или перфорировалась часть эффективной мощности пласта и вмещающих глин.
Проведенные работы по восстановлению старых скважин и контролю цементажа и перфорации в них показали, что ошибки в определениях интервалов перфорации были довольно распространенными
Совокупность приведенных факторов позволяет сделать следующее заключение.
В районах со сложной тектоникой проводившиеся исследования нередко не позволяли выявить важные ее детали, что приводило к пропуску отдельных перспективных блоков, а также продуктивных пластов в пределах разведанных блоков. В качестве примера может служить рассматриваемое месторождение, где из пробуренных скважин продуктивными по данным испытания оказались 43%, из которых часть переведена в эксплуатацию. Без спуска эксплуатационной колонны и, соответственно, без испытаний ликвидировано 46% скважин. Из 17 установленных переинтерпретацией продуктивных горизонтов эксплуатировалось только 7.
Таким образом, только переинтерпретация данных геолого-геофизических исследований по одному лицензионному участку позволила до возобновления бурения многократно прирастить запасы углеводородов разной категорийности.
Накопленный компанией за 4 года опыт работы с шестью лицензионными участками, включающими открытые в 1950-70 гг. забалансовые или выработанные месторождения нефти, позволяет считать результаты проведенных на тот период геологоразведочных работ достаточно сомнительными в части оценки этих месторождений.
Современный вычислительный комплекс АНК "Шельф", состоящий из рабочих станций американской фирмы SUN - SUN SPARK 10-512, SUN 20/60, SUN ULTRA I (170E), и мощное программное обеспечение, установленное на них, - РгоМАХ 6.1, OpenWorks, Z-Map Plus, Log Edit и др. - позволяют на более высоком уровне провести переинтерпретацию результатов старых исследований и на ее базе оптимально спланировать проведение комплекса дополнительных работ по доразведке.
Таким образом, ряд многопластовых, много- и мелкоблочных месторождений, составляющих на Северном Сахалине абсолютное большинство, остался в значительной мере недоизученным.
Приведенный пример по одному из таких объектов демонстрирует возможности реализации ранее неиспользованного потенциала открытых и находящихся в эксплуатации или законсервированных месторождений. Эти объекты располагаются в нефтепромысловых районах и на участках с высокой плотностью запасов. В экономическом отношении такое направление поиска сегодня представляется остро актуальным.