|
УДК 553.98:550.812 |
Я.Н. БАСИН (ВНИИгеоинформсистем), Л.Г. ПЕТРОСЯН (ВНИПИвзрывгеофизика)
Современный этап геологоразведочных работ на нефть и газ характеризуется систематическим ростом числа объектов разведки со сложными типами коллекторов и флюидальных систем. Их доля в приросте запасов нефти возросла за последнюю пятилетку с 10 до 50, и предполагается ее дальнейший рост к 1990 г. до 70 %. Все это приводит к уменьшению информативности стандартного комплекса ГИС, исследований на кернах, опробований и испытаний и в конечном итоге к резкому снижению эффективности геологоразведочных работ при прочих равных условиях.
Разрезы со сложными типами коллекторов по их фильтрационным свойствам и структуре характеризуются, прежде всего, широким диапазоном изменения проницаемости матрицы породы и сложной структурой фильтрационных каналов. На нефтяных объектах проницаемость матрицы промышленного коллектора может изменяться на 3-4 порядка от 0,1*10-3мкм2, на газовых объектах этот диапазон еще шире (доказано, что в благоприятных условиях газонасыщенные породы с проницаемостью от 0,005*10-3 мкм2 способны содержать и отдавать газ [1]). Породы с низкопроницаемой матрицей могут быть промышленными коллекторами нефти и газа при наличии второй, более проницаемой, чем поры матрицы, системы фильтрационных каналов в виде трещин, высокопроницаемых тонких прослоев или межслойных трещиноподобных полостей, пронизывающих массив низкопроницаемой породы и дренирующих его. Эти классы коллекторов характерны для карбонатных, тонкослоистых песчано-глинистых и битуминозно-глинистых разрезов. Выделение таких коллекторов затруднено потому, что в их матрицу фильтрат промывочной жидкости поступает преимущественно в процессе разбуривания, а после вскрытия пластов фильтрация прекращается. Поэтому прямые признаки коллектора в виде глинистых корок, промытой зоны и других эффектов от проникновения фильтрата промывочной жидкости часто отсутствуют [2]. Важно отметить, что для выделения этих коллекторов могут оказаться малоэффективными и специальные приемы исследований (повторный электрический каротаж и каротаж - испытание - каротаж в открытом стволе, метод двух растворов разной минерализации и др.). Керн, отобранный из разрезов, характеризует в основном матрицу пород и поэтому может многократно занижать фильтрационные свойства изучаемого интервала разреза. Однако главным препятствием для идентификации сложно построенных коллекторов являются трудности, связанные с их опробованием и испытанием. Они обусловлены невозможностью получения притоков пластовых флюидов без специальных мер по их интенсификации, а в случае получения притока - отсутствием информации о содержании и подвижности УВ в матрице. Бесприточность испытываемого интервала разреза часто обязана потере естественной проницаемости пород из-за неблагоприятного характера вскрытия этого интервала бурением, влияния цементирования и перфорации в колонне. Установлено, что чем ниже фильтрационные свойства матрицы породы, тем критичнее отрицательное воздействие этих факторов и особенно фильтрата промывочной жидкости на ее проницаемость.
К месторождениям со сложными флюидальными системами относятся: нефтяные залежи с газовыми шапками и высоким газовым фактором нефти; газовые залежи с нефтяными оторочками и высоким содержанием конденсата; газовые залежи с многофазным насыщением УВ (газ, конденсат, остаточная нефть); залежи с протяженными переходными зонами и шлейфами остаточного нефте- и газонасыщения; залежи со сложными типами межфлюидных контактов (палеоконтактами, резко выраженными негоризонтальными контактами, неплоскими формами его поверхности); залежи в ловушках неструктурного типа, осложненные дизъюнктивными нарушениями; локальные залежи вблизи контакта основной залежи и др. Сложность изучения нефтегазовых залежей по данным ГИС состоит в том, что разделение нефти и газа в пласте невозможно методами электрического каротажа, а нейтронные и акустические методы для решения этой задачи неэффективны при наличии глубокой зоны проникновения. Данные исследований керна при многофазном углеводородном насыщении также не позволяют установить по остаточной нефтенасыщенности фазовое состояние УВ в залежи и положение контактов. Однако наиболее серьезные трудности в изучении сложных флюидальных систем обязаны неопределенности в интерпретации результатов испытаний. При получении многофазных притоков характер насыщения остается неясным из-за возможных ошибок в привязке приточных интервалов к глубине, по причине вертикальных перетоков, конусообразования, разгазирования нефти и т. д.
Сочетание в одних и тех же объектах разведки сложных типов коллекторов и флюидальных систем особенно затрудняет их изучение. Важно при этом подчеркнуть, что только увеличение отбора керна и числа объектов испытаний, как правило, не компенсирует низкую информативность стандартного комплекса ГИС на таких объектах и приводит к резкому удорожанию разведочных работ без существенного роста их геологической эффективности.
Для изучения сложных объектов в 70-х годах различными специалистами неоднократно предлагалось сосредоточить максимальный объем исследований, включая расширенный комплекс геофизических методов, отбор керна и поинтервальные испытания, в единичных скважинах. Реализация этого направления оптимизации геологоразведочных работ в большинстве случаев давала те или иные положительные результаты, что способствовало его развитию. Накопленный опыт, приме-нения такого подхода показал, что наибольшая геологическая эффективность достигается при условии бурения подобных скважин по специальной технологии, которая обеспечивает максимальный выход керна с насыщением, минимально искаженным проникновением фильтрата промывочной жидкости, и сохранение фильтрационных свойств прискважинной части пластов-коллекторов. Таким требованиям, в частности, удовлетворяет бурение скважин на безводных промывочных жидкостях с нефтяной основой типа ИБР. Второе условие повышения эффективности исследований таких скважин - использование в них специальных ГИС. Под этим термином понимается вид ГИС, отличающийся от стандартных существенно повышенной информативностью, которая должна обеспечить углубленное изучение этого разреза. Эта цель достигается, прежде всего, сочетанием возможностей новейшего комплекса ГИС с выбором технологии бурения скважины.
Для повышения информативности исследований таких скважин применяется ряд высокоэффективных специальных методических приемов, требующих, однако, значительных дополнительных трудозатрат и времени на измерения [3]. Число скважин, в которых практически возможно и экономически целесообразно выполнение специальных ГИС, как правило, невелико. Поэтому бурение таких скважин, назовем их базовыми, необходимо проектировать отдельно от остальных рядовых поисковых и разведочных скважин, строительство и исследования которых производят по стандартной технологии. Такой подход в настоящее время закреплен Едиными правилами ведения работ на стадии поисков и разведки месторождений нефти и газа [4].
Вместе с тем основные задачи каротажа должны быть решены практически в каждой поисково-разведочной скважине. Выход из этого положения состоит в том, чтобы ограничить функции специальных ГИС такими задачами, решение которых в единичных скважинах позволит достичь конечной цели в изучении нефтегазоносного объекта, опираясь на всю сумму информации, заключенную в стандартных ГИС по всем скважинам, а также в данных керна и испытаний. Этот подход основан на системном использовании данных изучения керна, результатов испытаний, гидродинамических исследований и исследований разрезов базовых скважин комплексом специальных ГИС, которые по отношению к данным стандартных ГИС выполняют роль опорной информации. При этом стандартные ГИС обеспечивают интерполяцию и экстраполяцию этой информации с контролируемой точностью от единичных пластопересечений и отдельных скважин на остальную часть разреза и на рядовые скважины, в которых отбор керна, испытания и специальные ГИС не проводились. Таким путем достигается необходимая полнота изучения объекта и репрезентативность оценок средних значений геолого-промысловых параметров, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. В этой системе исследования в базовых скважинах комплексом методов специальные ГИС должны выполнять следующие основные функции.
1. Получение опорной информации, аналогичной той, которая содержится в данных керна и испытания, но приобретение которой по негеофизическим исследованиям затруднительно (например, данные о подвижности пластовых флюидов, динамической пористости, коэффициенте насыщения и т.д.).
2. Увязка различных видов опорной информации между собой и с данными стандартных ГИС по глубине, согласование разномасштабных исследований для получения полных и достоверных зависимостей керн - ГИС - испытание, а также согласование с де-тализационными наземными геофизическими исследованиями.
3. Решение отдельных геолого-промысловых задач, связанных с получением информации о наиболее важных и предельных характеристиках изучаемого объекта, таких, как тип коллектора и флюидальной системы, положение межфлюидальных контактов, участие в разработке отдельных пластов и т. д. Эти задачи могут быть успешно решены на основании данных в ограниченном числе скважин или пластопересечений. Важно отметить, что их своевременное решение на ранних стадиях изучения объекта - необходимый элемент оптимизации процесса геологоразведочных работ и разработки месторождения.
4. Сопровождение геофизическими исследованиями опытных и экспериментальных работ, таких, как опытно-промышленная эксплуатация, опробование различных способов интенсификации притоков и повышения нефтеотдачи, новые технологические приемы разведки и разработки месторождения с целью информационного обеспечения управляющих решений и контроля результатов этих работ.
5. Получение данных для оптимизации исследований рядовых поисковых, разведочных и добывающих скважин, в первую очередь для минимизации комплекса стандартных ГИС, а также технологии строительства этих скважин, включая выбор стандартной промывочной жидкости для вскрытия продуктивного разреза в конкретных условиях изучаемого объекта. Концентрации всех видов исследования в единичных базовых скважинах обеспечивает их наилучшую сопоставимость, увязку между собой и, что особенно важно, взаимный контроль. Например, данные определения коэффициента остаточной водонасыщенности Ко.в., полученные прямым методом на керне, отобранном в базовой скважине, пробуренной на ИБР, могут иметь систематическую погрешность. Занижение Ко.в возможно для пород с высокими значениями Ко.в из-за потерь воды из керна в процессе извлечения его из скважины, как это имело место на Оренбургском ГКМ по скважинам, пробуренным на ИБР для коллекторов с Кп>12 %, и было выявлено по данным ИННК. Наоборот, завышение Ко.в может наблюдаться по причине насыщения промывочной жидкости водой, поступающей из разбуриваемой породы; оно наиболее заметно для коллекторов с минимальными значениями Ко.в. Так, например, в скважине, пробуренной на ИБР при разведке Талинского нефтяного месторождения в Западной Сибири, на основании геофизических исследований методами ИК и ВДК было доказано наличие систематического завышения Ко.в определенного на кернах прямым методом, подтвержденного также исследованиями на кернах методом капиллярометрии. Причиной этого завышения Ко.в, как выяснилось, было недопустимо высокое содержание воды в ИБР. Таким образом, результаты специальных ГИС в скважинах, пробуренных на ИБР, позволяют выявить ошибки в определении Ко.в по керну и устранить их. Для этого используются зависимости геофизических параметров, чувствительных к изменению Кв. калиброванные по пластам с наиболее достоверными значениями Ко.в, определенными на кернах как прямыми, так и косвенными методами. Такая возможность обусловлена тем, что данные ГИС допускают экстраполяцию зависимостей керн-ГИС на диапазон Ко.в, достоверно не изученный по керну, пользуясь петрофизическими связями между геофизическим и геологическим параметрами, т. е. теоретически известным видом зависимости. Поэтому в комплекс специальных ГИС для изучения водонасыщенности необходимо включать такие дополнительные методы, как волновой диэлектрический каротаж (ВДК) и импульсный нейтронный каротаж (ИНК) [5]. Перенос результатов исследований базовых скважин на данные ГИС рядовых скважин возможен при условии построения калибровочных зависимостей (типа керн - геофизика) для геофизических параметров, надежно измеряемых стандартным комплексом ГИС в рядовых скважинах. Следовательно, в скважинах, пробуренных на ИБР, недостаточно провести измерения только дополнительными методами ВДК и ИНК. Обязательным является измерение УЭС теми же установками, какими оно определяется в рядовых скважинах. В разрезах, представленных низкоомными коллекторами, которые вскрываются рядовыми скважинами на промывочной жидкости с пресной водной основой (РВО-пресн.), измерительные установки ИК обеспечивают практически адекватное измерение УЭС в рядовых скважинах на РВО-пресн. и в базовой скважине на ИБР без смены одной промывочной жидкости на другую. В высокоомных породах и особенно в условиях вскрытия продуктивного разреза рядовыми скважинами на минерализованных РВО, в которых основной измерительной установкой для определения УЭС служат зонды БК, важно обеспечить измерения БК в скважинах, пробуренных на ИБР. Поэтому необходимым условием получения надежной калибровочной зависимости УЭС->Ко.в в таких разрезах является смена ИБР на РВО с расширением ствола скважины, обеспечивающим надежную очистку его от остатков ИБР.
В районах поисково-разведочного бурения на нефть и газ, в которых нет соленосных отложений, продуктивный разрез, как правило, вскрывается на РВО-пресн. В таких условиях при глубоком проникновении фильтрата промывочной жидкости в водоносные коллекторы, превышающем глубинность ИК и БКЗ, основная задача ГИС - выявление пластов, насыщенных УВ,- часто практически не решается. Если в указанных условиях базовые скважины пробурить на промывочных жидкостях с минерализацией фильтрата, близкой к минерализации пластовых вод, то можно успешнее решать эту задачу и более точно определить положение ВНК, особенно с использованием в комплексе ГИС многозондовых измерительных установок БК (с аппаратурой типа Э-9 и БКС-2). Повышенная информативность электрического каротажа в таких скважинах достигается благодаря значительно меньшей глубине проникновения водного фильтрата в нефтеносные нетрещинные коллекторы по сравнению с водоносными при прочих равных условиях. При этом по признаку понижающего проникновения удается выделить коллекторы с наиболее низкими фильтационными свойствами и, таким образом, получить опорную выборку пластов с целью выработки косвенных критериев разделения пород на коллектор и неколлектор для геофизических параметров, определяемых стандартным комплексом ГИС. Такая технология бурения и исследования базовых скважин была с успехом применена при изучении продуктивных отложений тюменской свиты на Красноленинском своде в Западной Сибири.
Вскрытие продуктивного разреза на промывочной жидкости с предельно высокой минерализацией фильтрата (200-300 г/л NaCl), значительно превышающей минерализацию связанной воды в нефтеносном пласте, позволяет выявить наиболее сложные коллекторы, включая трещинные и кавернозные, а также установить степень проницаемости их матрицы. В условиях глубокого проникновения фильтрата по трещинам эта задача может быть решена комплексом БК и ИНК. Эффективное использование БК в комплексе с ИНК основано на высокой чувствительности УЭС зоны проникновения к структуре пустотного пространства при заполнении ее высокопроводящим флюидом, тогда как данные ИНК зависят от коэффициента вытеснения углеводородного флюида этим фильтратом из матрицы породы. Эта технология работ особенно эффективна в сочетании с исследованиями в процессе испытания в колонне. Сравнение измерений ИНК перед и после испытаний позволяет наиболее надежно выявить все приточные прослои коллекторов в интервале, охваченном гидродинамическим воздействием испытания, по факту формирования и искусственного расформирования зоны проникновения при динамической пористости, превышающей 2 %. На основании таких исследований было доказано получение притоков газа при испытаниях продуктивного карбонатного разреза, включая породы с Кп>=3 %, на Астраханском ГКМ.
Сочетание базовых скважин, пробуренных с раствором на нефтяной и водной основах с максимальным отбором керна в каждой из них, позволяет получить максимум информации о разрезе путем сравнения как результатов измерений методами ГИС, чувствительными к флюидонасыщению коллекторов, так и результатов изучения насыщенности по кернам [5, 6, 9]. Бурение парных скважин с целью вскрытия одних и тех же пластов с идентичными свойствами, как показал опыт их бурения на Оренбургском месторождении, обычно не достигает этой цели. Лишь незначительная доля пластопересечений достаточно надежно коррелируется и имеет близкие коллекторские свойства в обеих скважинах. Поэтому целесообразнее бурение разнесенных базовых скважин на тех же расстояниях, что и бурение обычных разведочных. При этом сравнение данных исследований производится по не коррелированным, но сгруппированным пластопересечениям с близкими коллекторскими свойствами и идентичной литологией.
Фазовое состояние УВ флюидальной системы на качественном уровне определяется наличием или отсутствием в пласте газа в свободном состоянии. Эта задача наиболее надежно решается по данным повторного многозондового нейтронного каротажа, выполненного до и после расформирования зоны проникновения [7]. В пластах с динамической пористостью, превышающей 5-6 %, установить наличие газообразных УВ можно во всех реально встречающихся горно-геологических условиях, в том числе и при пластовых давлениях, превышающих 60 МПа. Соответственно и положение ГНК может быть определено в аналогичных условиях по той же методике.
Повышение эффективности поисково-разведочных работ на основе исследования разрезов базовых скважин при изучении сложно построенных нефтяных и газовых месторождений было доказано при разведке месторождений Вуктыл, Самотлор, Федоровское, Оренбургское, Салымское (баженовская свита), Талинское, Астраханское и др. [8-10]. При этом необходимо особо отметить, что максимальная эффективность разведки достигается при условии бурения базовых скважин на ранней оценочной стадии изучения месторождений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Миан М.А. Прогнозирование проведения малопроницаемых газовых пластов.- Нефть, газ и нефтехим. за рубежом, 1984, № 8, с. 7-11.
2. Басин Я.Н. О формировании зоны проникновения в разрезе карбонатных пород.- Труды ВНИГНИ. М., 1979, вып. 213, с. 134 - 137.
3. Басин Я.Н., Петросян Л.Г., Махов Ю.И. Специальные геофизические исследования скважин, бурящихся на нефть и газ.- Прикладная геофизика. М., 1979, вып. 94, с. 184-192.
4. Методические указания по ведению работ на стадии поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., ВНИГНИ, 1982.
5. Методические рекомендации по проведению геолого-геофизических исследований скважин, бурящихся на растворах с нефтяной основой. М„ ВНИИЯГГ, 1982.
6. Петерсилье В.И. Комплексная методика исследования фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов для подсчета запасов (на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения).- Труды ВНИГНИ. М., 1979, вып. 213, с. 102-112.
7. Методическое руководство по проведению и обработке данных повторного радиоактивного каротажа нефтяных и газовых скважин. М.,ВНИИЯГГ, 1982.
8. Петросян Л.Г. Геофизические исследования в скважинах, крепленных трубами, при изучении разрезов нефтегазовых месторождений. М., Недра, 1977.
9. Струков А.С., Сохранов Н.Н. Результаты геофизических исследований скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении.- Геология нефти и газа, 1984, № 1, с. 40.
10. Петросян Л.Г., Басин Я.Н., Чередниченко А.А. Изучение карбонатных подсолевых отложений Прикаспийской впадины по данным ГИС.- Геология нефти и газа, 1983, № 10, с.26-32.