К оглавлению

Некоторые особенности интерпретации результатов газового каротажа

В.В. МАСЮКОВ

На месторождениях Башкирии были проведены исследования, направленные на изучение некоторых вопросов теории газового каротажа. В частности, изучалась возможность фильтрации нефти из разбуриваемых пород, а также были получены новые данные о влиянии фильтрации бурового раствора ниже долота на результаты газового каротажа.

Экспериментальные исследования возможности фильтрации нефти из разбуриваемых пород проводились в скважинах Арланского и Шкаповского месторождении Башкирии следующими способами.

1. Продуктивные породы разбуривались чрезвычайно медленно - скорость бурения не превышала 1,0 м/час. В этом случае в раствор попадало мало шлама.

2. После вскрытия некоторой части продуктивного пласта бурение приостанавливалось, инструмент подвешивался и некоторое время производилась циркуляция раствора без бурения.

В обоих случаях заметное содержание нефти и газа в буровом растворе, которое определялось на газокаротажной установке, могло быть обусловлено только процессом фильтрации из пласта.

Результаты опытов, приведенные ниже, свидетельствуют о том, что в условиях, которые наблюдались при проведении исследований, фильтрации нефти из разбуриваемых пород не происходило. Опыты были проведены в различных условиях. Различными были как коллекторские свойства продуктивных пород, так и свойства бурового раствора, однако во всех случаях гидростатическое давление раствора превышало пластовое давление или было равно ему. Поэтому полученные результаты исследований могут служить доказательством того, что, когда осуществляется так называемый контроль пластов буровым раствором, фильтрации нефти из разбуриваемых пород-коллекторов не происходит (см. таблицу).

Особенно убедительны в этом отношении результаты опытов № 11 и 15, когда при разбуривании нефтенасыщенных песчаников со скоростью 0,75-1,0 м/час содержание нефти и газа в буровом растворе не превышало фонового уровня. Однако именно эти условия считаются некоторыми авторами наиболее благоприятными для возникновения фильтрации нефти из разбуриваемых пород [1,2].

Из результатов этих исследований следует, что обычно при бурении скважины нефть и газ попадают в буровой раствор только из выбуренного объема пород. При этом, если разбуриваемые породы обладают значительной проницаемостью или скорость их разбуривания мала, а водоотдача бурового раствора не равна нулю, то может происходить фильтрация бурового раствора через поверхность забоя, в результате чего некоторая часть нефти и газа в порах вскрываемых пород окажется замещенной фильтратом бурового раствора.

В этих случаях результаты газового каротажа будут отражать лишь остаточную насыщенность коллекторов, которая может оказаться значительно ниже истинной.

Интенсивность «промывающего действия» бурового раствора ниже долота зависит от многих факторов, основными из которых являются проницаемость пород, скорость их разбуривания и водоотдача бурового раствора. Об этом свидетельствуют результаты многочисленных исследований [5, 6], а также некоторые данные, полученные в условиях месторождений Башкирии.

Так, при исследовании кернов девонских песчаников Туймазинского месторождения нефтенасыщенность их нередко составляла всего 15-30%, тогда как по электрокаротажу она оценивалась в 15-90%. Характерно, что нефтенасыщенность кернов, отобранных из нефтеносной и обводненной частей пласта, вскрытого одной из скважин (16-30%), оказалась одинаковой [4].

Аналогичные результаты получены при исследовании нефтенасыщенности кернов известняков и доломитов подольского горизонта каменноугольной системы на Арланском месторождении Башкирии [3].

При отборе кернов продуктивные породы разбуриваются сравнительно медленно, поэтому нередко наблюдается фильтрация раствора ниже долота, даже когда проницаемость пород относительно невелика. Это подтверждается результатами газокаротажа скв. 52 и 52а Арланского месторождения, которые вскрывали продуктивные известняки и доломиты подольского возраста на расстоянии 1 м друг от друга, при этом свойства бурового раствора и производительность насосов в обеих скважинах были примерно одинаковыми (см. рисунок). Однако скорость бурения в скв. 52а была существенно выше, чем в скв. 52, в которой производился отбор кернов, поэтому, учитывая неодинаковый диаметр скважин, можно судить о характере влияния скорости проходки на величину фильтрации раствора ниже долота, а следовательно, на показания газового каротажа.

В интервале 802-804 м увеличение газопоказаний прямо пропорционально увеличению скорости проходки, что свидетельствует об отсутствии инфильтрации раствора в обеих скважинах. В интервале же 787-789 м увеличение газопоказаний пропорционально увеличению скорости проходки в степени 1,8. Это указывает на тот факт, что в скв. 52 при скорости бурения 11,4 м/час происходила фильтрация бурового раствора в указанные породы. Проницаемость пород в этих интервалах колебалась в пределах 40-60 миллидарси, водоотдача глинистого раствора, измеренная на приборе ВМ-6, составляла 35 см³ в 30 мин.

В высокопроницаемые породы фильтрация раствора может происходить даже при высоких скоростях бурения. Например, высокопроницаемые нефтеносные песчаники угленосной свиты Арланского месторождения (проницаемость 600-700 миллидарси и более) отмечаются относительно низкими газопоказаниями - 0,2-0,4% при скоростях бурения 30-50 м/час, хотя дебиты нефти в некоторых скважинах превышают 50-60 т/сутки.

Ввиду того, что в процессе бурения невозможно установить, происходит ли инфильтрация раствора в проницаемые коллекторы, и оценить степень ее воздействия, результаты газового каротажа являются скорее качественными, чем количественными. Однако во многих случаях по данным газового каротажа можно произвести надежную качественную оценку продуктивности разбуриваемых пород, но для этого необходимо использовать все преимущества данного метода. Основное из них заключается в том, что результаты его получаются во время бурения и могут быть использованы при наиболее эффективном исследовании продуктивных пород путем отбора и анализа кернов, шлама и проб бурового раствора.

Методика отбора кернов по газокаротажу и с учетом скорости проходки широко применяется, в частности, в районах разведочного бурения Северной Башкирии. Она основана на том, что пористые участки обычно хорошо выделяются по скорости проходки, поэтому каждое увеличение скорости бурения может указывать на вскрытие пористого, возможно, продуктивного пласта. Для определения характера его насыщенности достаточно приостановить бурение и продолжить циркуляцию до выхода раствора и шлама на поверхность. В случае нефтеносности пород из них могут быть отобраны керны.

В условиях разведочного бурения такая методика позволяет наиболее рационально и экономично производить отбор керна.

Тщательное наблюдение за изменением скорости бурения помогает исследовать все пористые участки путем отбора и анализа шлама и проб буровой жидкости с применением глубокой дегазации и хроматографического анализа газов, содержащихся в этих пробах.

Кривая скорости проходки, кроме того, может быть использована для привязки результатов газокаротажа к глубине. Совпадение пик на кривых газопоказаний и скорости проходки против продуктивных пластов указывает на точность определения величины отставания бурового раствора.

Поскольку допустимая погрешность измерения длины каротажного кабеля и бурового инструмента довольно велика, возникает необходимость увязки в глубинах диаграмм электрического и газового каротажа.

Для этой цели можно использовать тот факт, что пески и песчаники в терригенных отложениях обычно хорошо локализуются на кривых ПС и скорости проходки. В карбонатных нетрещиноватых породах пористые участки нередко хорошо выделяются на диаграммах микрозондов и скорости проходки. Поэтому, сопоставляя указанные кривые, можно довольно точно определить величину расхождения глубин на диаграммах электрического и газового каротажа.

ЛИТЕРАТУРА

1. Геллер Е.М. Об условиях поступления газа и нефти в буровой раствор бурящихся скважин. Тр. НИИГГР, вып. 2. Гостоптехиздат, 1954.

2. Геллер Е.М., Фолькович С.В. Фильтрационный способ выявления, опробования и исследования пластов без спуска колонны в буровую скважину. Отчет. Фонды ВНИИГеофизики, 1955.

3. Масюков В.В. Отчет о результатах работ газокаротажной партии № 26/57 за 1957 г. Фонды ВУФВНИИГеофизики, 1958.

4. Орлов Л.И., Золотов А.В. Изучение зависимости электрического сопротивления песчаников от водонасыщенности. Фонды ВУФВНИИГеофизики, 1956.

5. Ferguson С.К., Кlоtz I.А. Filtration from inud during drilling, Petr. Technology, 1954, II, vol. 6, No. 2, p. 30- 43.

6. Pixier B.O. Some recent development in mud-analysis logging. Petr. Technology, 1946, V, vol. 9, No. 3, p. 13.

ВУФВНИИГеофизика

Таблица

№ опытов п/п	Месторождение и № скважины	Исследованный интервал, м	Характеристика пород	Промежуток времени от вскрытия интервала до начала опыта	Продолжительность опыта, мин.	Промывочная жидкость	Газопоказания (по ГКС-3), %		Примечание
							фоновые	во время опыта
1	Арланское, 78	1338,3-1340,1	Песчаник нефтеносный	8 час.	15	Глинистый раствор	0,1	0,1 0,1
2	То же	1340,9-1341,6	То же	50 мин.	8	То же	0,1
3	»	1340,9-1341,6	»	14 час.	5	»	0,06	0,06
4	»	1348,7-1350,3	Песчаник нефтеносный, глинистый	8 »	7	»	0,03	0,03
5	»	1350,3-1353,6	То же	1 час	7		0,03	0,03
6	Шкаповское, 364	1718,0-1719,5	Песчаник нефтеносный	6 час.	22	»	0,2-0,3	0,2-0,35
7	Арланское, 22	1226,2-1227,2	То же	0-19 мин.	19	»	0,07	0,07	После разбуривания этого интервала долото углубилось на 20 см в глины
8	То же	1226,2-1227,2		1 час	2	»	0,08	0,08
9	»	1246,2-1246,8	»	50 мин.	23		0,04	0,04
10	»	1246,2-1246,8	»	5 час.	30	»	0,05	0,05
11	»	1246,8-1247,55	»	0	59	»	0,15	0,15	Разбуривание пород коронкой со скоростью 0,75 м/час
12	»	1246,8-1247,55	»	0	4	»	0,18	0,18	Расширение ствола скважины с 10" до 11 ¾
13	»	1247,55-1249,1	»	1 час	5	»	0,2	0,2
14	»	1251,1-1252,0	»	2 часа	33	»	0,03	0,03
15		1252,0-1252,6	»	0	30	»	0,04	0,04	Разбуривание пород со скоростью 1,0 м/час
16	Арланское, 72	803-805	Известняк нефтеносный	2 часа	30	»	0,1	0,1
17	Шкаповское, 407	532,5-540,5	То же	0	15	Вода	0,27	0,27
18	То же	554,5-561,5	»	0	19	»	0,25-0,3	0,25-0,3

Рисунок Влияние скорости бурения на показания газового каротажа. Арланское месторождение.

1 - преимущественно известняки и доломиты; 2 - сульфатизация; 3 - окремнение; 4 - нефтеносность.