К оглавлению

УДК 550.832.5

Способ контроля результатов опробований нефтегазовых скважин на основе анализа проб флюида ядерно-физическими методами

А.Н. ГНОЕВЫХ (Нижневолжскнефть), М.С. ХОЗЯИНОВ (ВНИИЯГГ), А.П. ХРОМОВ (НВНИИГГ)

Информация, получаемая в результате опробования нефтегазовых скважин, имеет решающее значение как для оценки характера насыщения выделенных объектов, так и для обоснования критериев интерпретации геофизических и гидрогеохимических данных. В то же время природа отбираемой из пласта жидкости во многих случаях не определена, в основном из-за проникновения в призабойную зону пласта бурового раствора, прежде всего глинистого бурового раствора на водной основе. Особенно осложняется определение в тех случаях, когда фильтрат раствора и пластовая вода имеют сходный состав.

Известно, что при достаточно длительном воздействии глинистого бурового раствора на пласт в призабойную зону может проникать большое количество его фильтрата. Экспериментально установлено [6], что при бурении глубоких скважин 1 м проницаемого интервала поглощает 0,07-0,75 м³ фильтрата бурового раствора. Поэтому проба воды, отбираемой из пласта, представляет собой смесь собственно пластовой воды с фильтратом раствора при неопределенной степени их взаимного разбавления. Это значительно снижает достоверность результатов опробований, так как не позволяет надежно и объективно разделить пластовую и техническую воду. Кроме того, из-за неучитываемого разбавления искажается информация об истинных содержаниях в пластовой воде различных ее компонентов.

Поэтому, наряду с совершенствованием технологии вскрытия и испытания пластов, важное значение имеет разработка экспрессных методов идентификации жидкости, получаемой в результате опробования или испытания скважин.

На основе изучения различий изотопного и элементного составов пластовых вод и глинистых буровых растворов предлагается использовать в качестве показателей принадлежности исследуемой жидкости к фильтрату раствора, пластовой воде или их смеси природный тритий, микроэлементы (бром и стронций), а также тритиевый индикатор. Рассмотрим коротко предпосылки использования каждого из этих критериев.

Природный тритий. Он образуется в атмосфере главным образом под воздействием корпускулярной компоненты галактического и солнечного излучения, при термоядерных испытаниях и деятельности предприятий ядерной промышленности. Поверхностные воды обогащены космогенным и техногенным тритием до концентраций примерно 3-15 кБк/м³, в то время как содержание его в глубокозалегающих пластовых водах не более 1 Бк/м³. Чувствительность современных методов определения трития в воде 0,1 кБк/м³, т. е. по измеряемой его концентрации поверхностные и подземные воды нефтегазовых месторождений различаются соответственно на два порядка.

А.П. Хромовым установлен эффект обогащения водной фазы глинистых буровых растворов, который заключается в том, что в процессе их использования они обогащаются тритием до концентрации 2-3,7 кБк/м³. Таким образом, фильтрат глинистых буровых растворов независимо от того, на какой воде они приготовлены, заметно отличается от пластовых вод по концентрации природного трития.

В водах, полученных при испытаниях скважин, тритий содержится в концентрациях от 0,1 (предел чувствительности анализа) до 5 кБк/м³. При этом наличие трития выше 2 кБк/м³ указывает на то, что в пробе присутствует или фильтрат раствора, или его смесь с пластовой водой [1].

Микроэлементы. Подземные воды нефтегазоносных районов обычно отличаются высокой минерализацией и относятся, как правило, к хлоридным кальциево-натриевым, хлоридным кальциево-магниевым или гидрокарбонатно-натриевым. Результаты рентгенорадиометрического анализа серии образцов буровых растворов на водной основе и вод, полученных при испытаниях разведочных скважин Нижнего Поволжья, подтвердили, что пластовые воды палеозойских отложений Саратовско-Волгоградского района и глубокопогруженных мезозойских отложений Астраханской области обогащены рядом микроэлементов, таких как йод, бром, барий, бор, железо, медь, цинк, стронций и др. Эти результаты позволили установить, что фильтраты буровых растворов и пластовые воды довольно резко различаются по содержанию многих микроэлементов.

Наиболее стабильно в пробах воды, взятой пластоиспытателями, присутствовали хлор, кальций, бром и стронций. В табл. 1 сведены усредненные данные анализов около 100 проб и содержащихся в них элементов. Видно, что по брому и стронцию пластовые воды отличаются от фильтрата растворов в гораздо большей степени, чем по хлору и кальцию. Причем, что особенно важно, диапазоны изменения брома и стронция в пробах из пластоиспытателей и в фильтратах буровых растворов не перекрываются.

Распределение концентраций хлора и брома в указанных образцах показывает, что для идентификации отобранной при испытании жидкости предпочтительнее использовать бром чем хлор. То же самое можно сказать о стронции. Важно, что бром и стронций надежно и быстро определяются в пробах пластовых вод рентгенорадиометрическим методом независимо от их химической формы.

Таким образом, в качестве одного из надежных критериев принадлежности отбираемой жидкости к фильтрату раствора или пластовой воде может выступать концентрация брома и стронция. Они присутствуют в больших количествах в пластовых водах, приуроченных к нефтегазовым месторождениям, и практически отсутствуют (в пределах чувствительности рентгенорадиометрического анализа) в фильтрате буровых растворов. Бром и стронций гораздо более контрастно разделяют пластовую воду и фильтрат раствора, чем традиционные хлор и кальций. Анализ указанных образцов позволил установить тесную корреляционную связь между концентрациями брома и стронция. Рассчитанный коэффициент корреляции составил 0,93.

Тритиевый индикатор. Оценка степени разбавления пластовых вод фильтратом бурового раствора может быть успешно осуществлена с помощью тритиевого индикатора [2]. Индикатор должен: хорошо растворяться в буровом растворе и быть стабильным в смеси раствора с пластовым флюидом в широком диапазоне термобарических и химических условий; отсутствовать в пластовом флюиде; мало подвергаться адсорбции и гравитационному фракционированию; надежно обнаруживаться при анализе; не оказывать отрицательного влияния на результаты промыслово-геофизических и геохимических исследований; быть доступным в обращении; иметь невысокую стоимость и т. д. Всем этим требованиям в полной мере удовлетворяет тритий. Согласно нормам [5], предельно допустимой концентрацией трития в водах считается 11,84*10⁷ Бк/м³. Определение удельных активностей трития в пределах от 10² кБк/м³ и выше не представляет трудностей. Поэтому целесообразно использовать меченый буровой раствор с удельной активностью 10²-10³ кБк/м³. Если буровой раствор готовится на водной основе, то в качестве индикатора эффективно использовать окись трития; если на нефтяной, необходимо выбирать индикатор, хорошо растворяющийся в нефти и не переходящий в воду, например меченные тритием УВ или фторсодержащие вещества. В процессе бурения концентрация индикатора контролируется и при необходимости поддерживается постоянной. При опробовании определяется концентрация трития, и сравнением ее величин в пробах бурового раствора и жидкости из пласта устанавливают начало поступления собственно пластового флюида в скважину.

Для реализации указанных методик были использованы следующие виды анализа. Природный тритий определялся с помощью газового пропорционального счетчика. Вода пробы объемом 20 см³ дистиллировалась, восстанавливалась на нагретом магнии до водорода, которым наполняли счетчик. Для стабилизации режима работы счетчика добавляли метан. Время анализа одной пробы, включая подготовку к измерению, около 2 ч; чувствительность приблизительно 1 кБк/м³.

Элементный состав вод определяется рентгенорадиометрическим методом с использованием источников излучения ¹⁰⁹Cd общей активностью около 1,5 ГБк, полупроводникового детектора типа БДРК-1/4-25 и многоканального анализатора импульсов АИ-1024. Анализ вод производили как в «сыром» виде, так и по сухому остатку (для улучшения чувствительности анализа) на бром и стронций - не хуже 10 г/м³, время измерения одной пробы 12-15 мин, необходимый ее объем 10-20 см³.

Для определения в пробах количества тритиевого индикатора использовали серийный жидкостный сцинтилляционный счетчик СБС-2. Пробу объемом 10 см³ дистиллировали, 2 см³ воды смешивали с жидким сцинтиллятором (ЖС-8) и измеряли в течение 5 мин. Анализ проб, отобранных при испытании, совместно с соответствующими пробами бурового раствора на природный тритий и микроэлементы бром и стронций был сделан для ряда поисково-разведочных скважин Лиманской, Карпенской, Западно-Ровенской, Мечеткинской и других площадей Саратовского Поволжья. Заключения о характере отобранных проб в большинстве случаев совпадают с заключениями Саратовнефтегеофизики. Однако в ряде случаев пробы, идентифицированные по солености как пластовая вода, по тритию и микроэлементам считаются как смесь пластовой воды с фильтратом бурового раствора (с заметной долей последнего) или как фильтрат раствора (часто с небольшими примесями пластовой воды). Указанные интервалы повторно не опробовались.

Разработанная методика в полном комплексе была применена в Волгоградском Поволжье, прежде всего на Романовской площади в скв. 7, 8, 10, 14. По результатам, полученным в скв. 8, показана линейность зависимости концентраций тритиевого индикатора от степени разбавления пластовой воды фильтратом бурового раствора. На рисунке приведены спектры рентгеновского излучения образцов вод из этой скважины, наглядно демонстрирующие разницу между фильтратом бурового раствора и пластовой водой. На скв. 21 Чухонастовской после выполнения перфорационных работ, в процессе которых проводилась смена жидкости, заполняющей ствол скважины, была произведена пробная откачка из интервала перфорации 2759-2761 м. Результаты предложенной методики анализа проб показали, что сначала получено 2 м³ технической, затем 4 м³ высокоминерализованной, далее около 1 м³ технической воды, после чего - промышленный приток нефти. Такая последовательность отбираемых флюидов совпадает с последовательностью смены растворов в стволе скважины.

Полученные результаты показывают, что, во-первых, проницаемые интервалы разреза даже за весьма короткие сроки могут поглотить значительные объемы технической воды и, во-вторых, разработанная методика позволяет надежно контролировать качество отбираемых проб и корректировать длительность процесса опробования с целью определения характера насыщения опробуемых пластов.

Описанная методика была использована при уточнении ГВК в скв. 26 Астраханского газоконденсатного месторождения. В этой скважине ГВК по данным электрометрии отбивался примерно на 100 м выше, чем в других скважинах, что ставит под сомнение достоверность полученных результатов по ряду скважин. Испытания интервала, расположенного непосредственно над ГВК, дали пульсирующий приток газа с примесью воды. Принципиальное значение имело установление природы отбираемой воды. Для этого пробы воды и бурового раствора были проанализированы на природный тритий и микроэлементы (табл. 2). Результаты рентгенорадиометрического анализа проб приведены на рис. , где показана идентичность элементного состава исследованных проб. На основании полученных результатов было дано заключение, что отобранная при испытании пласта вода - техническая.

Описанные выше методики, основанные на анализе содержания природного трития, тритиевого индикатора и микроэлементов, позволяют каждая в отдельности решать задачу определения природы воды, отобранной при опробовании скважины. В то же время каждая из этих методик имеет свои особенности, что обусловливает ее наиболее эффективное применение в конкретных геолого-технических условиях. Рассмотрим оптимальные области применения каждой методики и целесообразность комплексного их использования.

Наиболее универсально определение генезиса воды по природному тритию, так как это не зависит от геологических условий. Однако для реализации этой методики необходимо определять концентрацию трития не ниже 1,85 кБк/м³ экспрессно и непосредственно на скважине. Аппаратура с требуемой чувствительностью на базе газового пропорционального счетчика, размещенная на автомашине «Урал», разработана совместно ВНИИЯГГ, ОКБ ГП МГ УССР и НВНИИГГ и проходит испытания в НВНИИГГ. Серийно такая аппаратура пока не выпускается. Поэтому данная методика может быть реализована лишь в некоторых случаях.

Методика, основанная на анализе микроэлементного состава, проста и экспрессна. Она может быть обеспечена серийной аппаратурой, за исключением облучателя.

Аналогичная аппаратура уже испытывалась в автомобильном варианте и хорошо себя зарекомендовала. Для уверенного разделения пластовых вод и фильтрата бурового раствора необходимо знать микроэлементный состав пластовых вод данного геологического района. Она, безусловно, весьма эффективна для залежи, вскрытой несколькими скважинами, воды из которых уже изучены. Кроме того, анализ микроэлементного состава в принципе позволяет разделять пластовые воды разных горизонтов. Обычно такие пластовые воды различаются набором микроэлементов. Анализируя микроэлементы в отобранной пробе, можно не только разделить пластовую воду и фильтрат бурового раствора, но и определить, принадлежит ли данная пластовая вода тому горизонту, из которого отобрана проба [3].

Подчеркнем, что анализ микроэлементного состава должен проводиться именно ядерно-физическими методами, так как они дают валовое содержание элемента в пробе, независимо от химической формы соединения, в которое он входит.

Методика, основанная на применении тритиевого индикатора, обеспечивает высокую контрастность разделения меченого фильтрата и немеченой пластовой воды. Методика универсальна, не зависит от геологических и технических условий, не требует особо чувствительной аппаратуры. Для ее реализации достаточен серийно выпускаемый жидкостный сцинтилляционный счетчик типа СБС-2. Основным недостатком является необходимость мечения бурового раствора до вскрытия интересующего интервала. Однако вопрос о природе отобранной пробы возникает часто уже после того, как проведено опробование. Методика удовлетворяет требованиям радиационной безопасности, но требуется разрешение санэпидстанции на проведение таких работ, что затрудняет организацию последних.

Следует отметить, что природный тритий и тритиевый индикатор служат показателями наличия в пробе фильтрата бурового раствора, а повышенное содержание микроэлементов - присутствия пластовых вод. Поэтому для повышения надежности целесообразно использовать комплекс: тритий-микроэлементы. При наличии аппаратуры требуемой чувствительности этот комплекс включает природный тритий - микроэлементы. Для залежей с недостаточно изученным микроэлементным составом пластовых вод, когда этот показатель малоинформативен, чтобы исключить ошибочные заключения, следует использовать тритиевый индикатор. Если на разведочной скважине необходимо получать приток именно пластовой воды - для определения ее истинной минерализации, то наиболее надежный результат может быть получен также при использовании тритиевого индикатора.

На хорошо изученной залежи фильтрат бурового раствора можно контролировать только по данным анализа микроэлементного состава отобранной пробы.

Таким образом, разработанный комплекс ядерно-физических методик определения природы воды в пробе, отобранной при опробовании скважины, позволяет уверенно решать поставленную задачу в сложных геологотехнических условиях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. А. с. 699462 [СССР]. Способ определения характера насыщения пласта в процессе опробования скважины / Авт. изобрет. Ю.С. Шимелевич, В.П. Иванкин, Р.С. Челокьян и др.- Заявл. 3.05.78, № 143 (2624425); опубл. в Б.И., 1979, № 43.

2. А. с. 699461 [СССР]. Способ определения характера насыщения пласта в процессе бурения разведочных скважин / Авт. изобрет. Ю.С. Шимелевич, М.С. Хозяинов, А.П. Хромов и др.- Заявл. 3.05.78, № 142 (2624424); опубл. в Б.И., 1979, № 43.

3. А. с. 911424 [СССР]. Способ определения характера насыщения пласта в процессе бурения разведочных скважин / Авт. изобрет. В.П. Иванкин, М.С. Хозяинов, А.П. Хромов, Ю. С. Шимелевич. - Заявл. 27.03.80. № 211 (2900160); опубл. в Б.И. 1982, № 9.

4. Газовый пропорциональный счетчик большого объема для измерения малых концентраций трития / Ю.Ф. Барышев, В.Ф. Волков, В.И. Смирнов и др. - В кн.: Приборы и техника эксперимента, 1978, № 1, с. 41-42.

5. Нормы радиационной безопасности НРБ-76 и основные правила работы ОСП-72/80. М., Энергоиздат, 1981.

6. Ясашин А.М. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М., Недра, 1979.

Поступила 14/11 1984 г.

Таблица 1 Содержание элементов и трития в пробах бурового раствора и жидкостей, отобранных пластоиспытателями

Исследуемая проба	Концентрация трития, кБк/м^3	Концентрация элементов, мг/л
		хлор	кальций	бром	стронций
Буровой раствор	1,7-20	0-112530	1980-75-60	0-120	0-80
	4,1	3069	3330	40	30
Жидкость из ИП	0-6,3	62310-115320	5130-14760	190-720	120-1640
	1,9	64170	9720	380	330

Примечание. В числителе - минимальное и максимальное; в знаменателе - среднее содержание.

Таблица 2 Результаты анализа проб вод скв. 26 Астраханской площади

Исследуемая проба	Дата отбора	Содержание природного трития, кБк/м^3	Концентрация элементов, мг/л
			бром	стронций
Фильтрат бурового раствора	17/X 1980	4,4±0,7	80±6	120±10
Жидкость из интервала опробования	21/X 1980	3,7±0,7	80±6	100±10

Рисунок Спектры рентгеновского излучения образцов вод по скв. 8 Романовской и 26 Астраханской.

1 - пластовая вода (проба, отобранная при опробовании); 2 - фильтрат бурового раствора (проба фильтрата бурового раствора); ClKaCaKa, и др.- линии Кa соответствующих элементов