К оглавлению

УДК 550.832.92

Результаты и перспективы развития геолого-технологических исследований скважин в процессе бурения

П.А. БРОДСКИЙ (Союзпромгеофизика), Л.И. ПОМЕРАНЦ (ВНИИгеофизика), Э.Е. ЛУКЬЯНОВ (Запсибнефтегеофизика), Л.М. ЧЕКАЛИН (Саратовнефтегеофизика), А.Ф. ШАКИРОВ (Главнефтегеофизика), Л.И. ОРЛОВ (СКБ ГФП)

В семидесятые годы в СССР и за рубежом наметилась тенденция снижения эффективности ГИС приборами на кабеле и разведочного бурения на нефть и газ в целом. В связи с возросшими глубинами разведки повысилась стоимость и увеличилось время бурения разведочных скважин, чаще стали вскрывать зоны АВПД, подсолевые отложения и коллекторы с сильнодеформированным поровым пространством, уменьшился вынос керна и появились трудности при проведении требуемого комплекса ГИС. Наконец, с глубиной бурения увеличилось число аварий и резко возросла необходимость оптимизации самого процесса бурения.

С учетом этих факторов во всем мире стали больше уделять внимания изучению геологического разреза скважины в процессе бурения и начали переходить от газового каротажа к более широкому комплексу исследований. В общем случае он включает газовый каротаж, механический каротаж или технологический контроль по наземным параметрам, характеризующим режим проводки скважины, каротаж по шламу или геологический контроль и каротаж в процессе бурения или измерение забойных геофизических параметров с помощью скважинного прибора, монтируемого в бурильном инструменте, с электрическим или гидравлическим беспроводным каналом связи «забой - устье» или с помощью автономного скважинного прибора.

При применении расширенного комплекса исследований в процессе бурения можно решать следующие задачи.

1. Получение информации о литологическом разрезе.

2. Прогнозирование геологических объектов - нефтегазосодержащих пластов, зон АВПД и АНПД, интервалов поглощения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласт и притока пластового флюида (ПФ) в скважину - до их вскрытия или возникновения аварийной ситуации.

3. Выделение коллекторов и перспективных на нефть и газ интервалов.

4. Определение характера насыщения коллекторов и перспективных интервалов.

5. Оптимизация процесса бурения (контроля отработки долот на забое скважины, параметров бурения скважины и параметров ПЖ и т. п.).

6. Проведение геофизических исследований в осложненных и наклонно направленных скважинах, в которых применение приборов на кабеле затруднено или вообще невозможно.

За рубежом используют системы ГТИ (геолого-технологических исследований), рассчитанные на решение различного круга задач. Наиболее распространены следующие из них.

· «Дата Юнион» фирмы «Дрессер Индастриз» (США), позволяющая проводить только технологический контроль с частичным решением задач по п. 5.

· «Тотал Дриллинг Контрол» (ТДК) фирмы «Геосервис» (Франция), рассчитанная на геохимические исследования и геолого-технологический контроль в процессе бурения с решением задач по пп. 1-5 в полном или ограниченном объеме как с помощью палеток и номограмм (аналоговый вариант), так и бортовой микроЭВМ системы (компьютизированный вариант).

· «Компьютеризед Дриллинг Контрол» (КДК,) фирмы «Баройд Дивижн» (США) с несколько расширенными возможностями по сравнению с компьютизированным вариантом системы ТДК.

· «Анадрил Сервис» фирмы «Шлюмберже» (США), рассчитанная на полный комплекс геофизических и геохимических исследований и геолого-технологического контроля в скважинах.

Системы исследования скважин в процессе бурения в общем случае включают ряд подсистем: геохимическую, наземных технологических параметров, петрофизическую, геофизических и технологических забойных параметров, сбора и обработки информации и визуализации полученных результатов.

Геохимическая подсистема является развитием газокаротажной станции и включает дегазатор непрерывного действия, газовоздушную линию от дегазатора к газоаналитической аппаратуре, хроматограф для компонентного анализа содержания газовоздушной смеси (ГВС), извлеченной дегазатором из ПЖ, углеводородных газов (УВГ), а в ряде случаев и некоторых постоянных газов (Н₂, Не, О₂, СО₂), суммарный газоанализатор, определяющий содержание горючих газов в ГВС, и индикатор сероводорода. Хроматограф имеет порог чувствительности к УВГ примерно 10^-3...10^-4 % и время цикла анализа на 4-5 компонент УВГ около 2 мин. Геохимическая подсистема, как правило, снабжена термовакуумным дегазатором эпизодического действия и аппаратурой газоснабжения хроматографа (фильтры, осушители, источники газоносителя хроматографа, компрессор, вакуум-насос).

Подсистема наземных технологических параметров обычно включает датчики, монтируемые на буровой, для определения и контроля следующих технологических параметров бурения и физических свойств ПЖ: глубин, нагрузки на талевом блоке, давлений на «входе» скважины (стояке) и в затруб-ном пространстве, частоты вращения ротора, моментов на роторе и машинном ключе, расходов ПЖ на «входе» и «выходе» скважины, уровня ПЖ в мерных емкостях, температур ПЖ на «входе» и «выходе», плотностей ПЖ на «входе» и «выходе» скважины, кажущегося УЭС и вязкости ПЖ на «выходе» скважины.

Петрофизическая подсистема или подсистема исследования шлама и керна включает приборы для сушки шлама и определения газосодержания в шламеи керне, пористости и карбонатности по шламу, для люминесцентно-битуминологического анализа по шламу, аппаратуру для обработки керна и шлама, изучения шлама и керна и определения физических свойств ПФ (кажущегося УЭС, плотности и вязкости).Важным элементом петрофизической подсистемы должен быть шламоотборник для механизированного отбора шлама раздельно по фракциям с автоматической маркировкой через заданные интервалы исправленных глубин (В серийных отечественных и зарубежных комплексах исследований скважин в процессе бурения шламоотборники пока отсутствуют. Поэтому зарубежные фирмы (например, «Геосервис») придерживаются следующей методики отбора шлама: скважина углубляется на определенный интервал (например, 15 м), потом проводится ее промывка без бурения до тех пор, пока на устье не перестанут переноситься частицы шлама. Затем скважина снова углубляется на небольшой интервал (например, на 25 мм), опять включается циркуляция ПЖ без бурения и вручную отбирается шлам, вышедший к концу этой циркуляции. Отобранный шлам считается привязанным к интервалу скважины 25 мм.). Подсистема геофизических и технологических забойных параметров представляет собой монтируемый в тяжелой трубе над долотом скважинный прибор, связанный с наземной аппаратурой каким-либо беспроводным (гидравлическим или электрическим) каналом связи, или автономный скважинный прибор (АСП) с источником питания и регистратором в скважинном приборе. Этот регистратор фиксирует величины забойных параметров в функции времени от собственного таймера, и одновременно наземная аппаратура отмечает углубление скважины также в функции времени от собственного таймера с дальнейшим (после извлечения АСП из бурильного инструмента) преобразованием в соответствии с информацией об углублении скважины забойной информации в функцию углубления скважины (в функцию глубин). Так, в комплексе «Анадрил Сервис» фирмы «Шлюмберже» имеется подсистема каротажа МВД со скважинным прибором, измеряющим в процессе бурения кажущееся УЭС горных пород, интенсивность естественного гамма-излучения, нагрузку на долото, момент на долоте и температуру на забое скважины, а при остановках в бурении - угол и азимут искривления скважины и угол установки отклонителя и передающим результаты измерения в наземную аппаратуру по гидравлическому каналу связи. Во ВНИИГИСе ведется разработка и планируется выпуск подсистемы «Забой» со скважинным прибором, измеряющим электрическое сопротивление двумя трехэлектродными боковыми зондами, интенсивность естественного гамма-излучения, нагрузку на долото, число оборотов долота или вала турбобура, амплитуду и частоту вибраций бурильного инструмента на забое, а также параметры искривления скважины и передающим часть информации по беспроводному электрическому каналу связи на бурильных трубах с консервацией остальной информации в автономной части скважинного прибора.

В зарубежных комплексах в системах исследований скважин в процессе бурения сбор и обработка информации проводятся с помощью бортовых компьютеров с представлением необработанной части информации в виде кривых в функции времени или глубин с помощью самопишущих потенциометров и с демонстрацией результатов обработки (решений вышеперечисленных задач) на дисплее и плоттере в функции глубины скважины, а для параметров, измеренных по ПЖ на устье скважины,- в функции исправленных глубин (с учетом отставания информации, переносимой ПЖ в затрубном пространстве скважины).

В СССР работы по созданию станций и комплексов ГТИ ведутся с 1974 г. Э.Е. Лукьяновым (Запсибнефтегеофизика), Б.Н. Славнитским (ВНИИнефтепромгеофизика), а также в Саратовнефтегеофизике. В Запсибнефтегеофизике автоматические газокаротажные станции АГКС-4АЦ оснащали сконструированными своими силами наземными датчиками технологических параметров и на этих кустарно модернизированных станциях АГКС-4АЦТД (АСПБ) проводили комплексные исследования в процессе бурения (хотя в основном решали задачи выделения коллекторов в разрезе скважины с помощью детального механического и фильтрационного каротажа и контроля отработки долот на забое). До настоящего времени в Миннефтепроме значительный объем ГТИ выполняется с помощью станций АГКС-4АЦТД (АСПБ). На 1 января 1986 г. эксплуатировались 54 такие станции, что составляет 44 % всего парка станций ГТИ. Большинство опытно-методических партий предприятий Мингео значительную часть ГТИ проводят с помощью этих же станций.

Станция «Старт-1», разработанная в Саратовнефтегеофизике и изготовленная на заводе «Сейсмоаппарат», была укомплектована в основном технологическими датчиками. До настоящего времени на предприятиях Миннефтепрома эксплуатируется 25 станций «Старт-1», что составляет 21,5 % всего парка станций ГТИ.

Станция «Геотест», разработанная во ВНИИнефтепромгеофизике, выпускалась малой серией на заводе «Сейсмоаппарат». Она оснащена более широким комплектом наземных технологических датчиков сначала систем Д4 и Б7, а затем системы СКУБ, выпускаемой заводом ПО «Геофизприбор» (г. Ивано-Франковск), и расширенным комплектом приборов геологического контроля для исследований шлама и керна. Существенным ограничением станции «Геотест» является отсутствие аппаратуры газового каротажа. Однако, несмотря на это, на 1 января 1986 г. в Миннефтепроме эксплуатировались 29 станций «Геотест», что составляет 25 % всего парка станций ГТИ.

В Саратовнефтегеофизике Л.М. Чекалиным были разработаны геологические кабины, обеспечивающие получение максимальной геологической информации о разрезе скважины. Кабины оснащены опытными образцами новых приборов для исследования шлама и керна: приборами ЯМР для определения пористости и проницаемости горных пород, инфракрасным спектрометром для контроля за содержанием в них битумоидов, аппаратурой для элементного анализа ядерно-физическими методами. Однако серийное производство геологических кабин не было налажено, и в настоящее время в Миннефтепроме эксплуатируется всего 15 таких кабин.

С помощью указанных станций в 1981-1985 гг. на предприятиях Миннефтепрома начали внедрять ГТИ во все возрастающих объемах, а в организациях Мингео СССР ГТИ в этот период в основном опробовались опытно-методическими партиями и проводились работы по созданию новой техники ГТИ. На рисунке показана динамика роста ГТИ в Миннефтепроме.

Большой объем ГТИ позволил сделать следующие выводы:

а) продуктивные пласты четко выделяются в процессе бурения;

б) практически отсутствуют случаи ликвидации скважины со спущенной обсадной колонной;

в) коммерческая скорость бурения скважин, как правило, выше, а цикл строительства их короче, меньше расход долот и, наконец, ниже вероятность аварии;

г) по данным ВНИИнефтепромгеофизики средний экономический эффект от проведения ГТИ составляет 28 тыс. руб. на одну скважину.

Накопленный в Миннефтепроме опыт выполнения ГТИ свидетельствует о необходимости более широкого их внедрения при разведочном бурении на нефть и газ на предприятиях Миннефтепрома, Мингео и Мингазпрома. Однако для этого нужно наладить серийное производство станций ГТИ специализированными заводами Минприбора. Как следует из данных ВНИИнефтепромгеофизики, даже Миннефтепром, выпускавший описанные модели станций ГТИ, к концу 1985 г. эксплуатировал больше автоматических газокаротажных станций АГКС-4АЦ (197), чем станций ГТИ(123). Парк этих станций был весьма различен, что существенно затрудняло разработку единого методического обеспечения (54 станции АГКС-4АЦТД с технологическими датчиками, 29 станций «Геотест», 25 станций «Старт-1», пять систем ТДК фирмы «Геосервис» и 12 станций СГТ-1, выпущенных Минприбором).

Станция геолого-технологического контроля СГТ-1, разработанная СКВ ГФП МПО «Геофизприбор» Минприбора совместно с ВНИИнефтепромгеофизикой, имела датчики системы СКУБ, выпускаемой Ивано-Франковским ПО «Геофизприбор» для комплектации буровых установок, частично датчики станции АГКС-4АЦ и геохимическую аппаратуру, в основном заимствованную из станции АГКС-4АЦ. Станция СГТ-1 была укомплектована хроматографом ХГ-1Г, обеспечивающим высокочувствительный компонентный анализ ГВС, извлекаемой из ПЖ при ее дегазации, на содержание шести предельных УВГ (С₁-С₆) с порогом чувствительности около 10^-4 % и временем цикла анализа примерно 2 мин. Станция имела аппаратуру для регистрации всего комплекса измеряемых параметров в функции времени или глубины скважины и автоматического контроля за выходом ряда параметров за заданные оператором предельные значения.

Станция СГТ-1 была выпущена сравнительно небольшой серией и не могла служить базой для широкого внедрения методов ГТИ на предприятиях Мингео и Мингазпрома.

Перспективы широкого их внедрения на предприятиях Мингео и Мингазпрома и увеличения объемов ГТИ на предприятиях Миннефтепрома связываются с планируемым с 1988 г. серийным производством на заводе МПО «Геофизприбор» станции ГТИ типа СГТ-2, разработанной СКВ ГФП МПО «Геофизприбор» совместно с ВНИИнефтепромгеофизикой. Эта станция рассчитана на сбор и оперативную обработку геохимической, геологической и технологической информации в процессе бурения глубоких разведочных скважин.

Геохимическая аппаратура станции включает желобной дегазатор непрерывного действия с дроблением потока ПЖ, связанный газовоздушной линией с хроматографом. Первая партия станций СГТ-2 будет укомплектована описанным выше хроматографом ХГ-1Г, который выдает информацию о содержании в ГВС УВГ С₁-С₆ в виде амплитуд пиков соответствующих компонентов А₁-А₆ на хроматограмме, требует контроля отсутствующих компонентов УВГ (ручной идентификации компонентов) и определения величин объемных концентраций  по величинам А₁-А₆ и результатам калибровки хроматографа многокомпонентной газовой смесью. С 1988 г. планируется оснащение станций СГТ-2 хроматографом ХТГ-2, осваиваемым заводом «Хроматограф» ПО «Манометр». Хроматограф ХТГ-2, разработанный ВНИИхром совместно с ВНИИгеофизикой, обеспечивает высокочувствительный компонентный анализ ГВС на содержание шести предельных УВГ (C₁ - С₆) или 10 УВГ (шесть предельных С₁-С₆, два непредельных - этилен С₂ и пропилен С₃ и два изосоединения - изобутан i-С₄ и изопентан i-С₅), с порогом чувствительности около 10^-5 % и временами цикла анализа соответственно 1 и 3,5 мин. Хроматограф также позволяет непрерывно определять суммарное содержание горючих газов Г_гг.сум в ГВС с порогом чувствительности около 10^-2 %. Хроматограф имеет встроенный микропроцессор, управляющий работой хроматографа и обеспечивающий автоматическую идентификацию анализируемых компонентов УВГ и оперативную обработку результатов анализов с расчетом и выдачей в аналоговой и цифровой формах объемных (абсолютных) концентраций.

Аппаратура геологического контроля станции СГТ-2 включает бинокулярный микроскоп для изучения образцов шлама и керна в отраженном свете, люминоскоп для выявления наличия битумоидов в шламе и керне, измельчитель шлама для изготовления навесок, весы технические и торсионные для взвешивания навесок, кальциметр (карбонатомер) для определения содержания кальцита и доломита, индикатор плотности шлама для выделения зон АВПД и установку для эпизодической дегазации проб шлама или ПЖ с целью установления их газонасыщенности.

Аппаратура технологического контроля включает датчик глубин, фиксирующий число оборотов барабана лебедки для определения глубин забоя скважины, и лопастной датчик расхода ПЖ на «выходе» скважины, а также комплект технологических датчиков КИСС ГТИ, разрабатываемый СКВ ГФП специально для систем ГТИ.

Счетно-решающая аппаратура станции СГТ-2 обеспечивает преобразование сигналов глубин с заданным шагом квантования по глубинам в сигналы исправленных глубин с учетом «отставания» информации, переносимой ПЖ, определяет величины расхода ПЖ на «выходе» скважины, высоту подъема бурильного инструмента над забоем, коэффициент разбавления, показывающий, какой объем ПЖ, эвакуированной из скважины, приходится на единицу объема выбуренной породы, продолжительность бурения 1 м скважины, время работы долота на забое, циркуляции ПЖ в скважине, спускоподъемных операций, перерывов в бурении и др.

Регистрирующая аппаратура станции СГТ-2 обеспечивает:

1) аналоговую регистрацию в функции времени измеряемых величин, аналоговую регистрацию ряда из них в функции глубин в масштабе 1:500 или 1:200 на линейной шкале с заданным шагом квантования по глубинам 0,5 или 1 м, а также регистрацию данных детального механического каротажа с шагом квантования 0,1 м на линейно-логарифмической шкале;

2) при проведении газового каротажа после бурения (от начала очередного долбления до выхода забойной порции ПЖ на устье скважины) аналоговую регистрацию величин концентрации УВГ в ГВС, а также суммарных газопоказаний.

Аппаратура станции обеспечивает вывод на цифровую трехразрядную индикацию величин ряда технологических параметров, а также автоматическую сигнализацию в случае выхода их за верхние и нижние предельные значения.

Из достаточно подробного рассмотрения технических характеристик станций СГТ-2, с помощью которой в основном и будут осуществляться ГТИ в СССР, следует, что по комплексу измеряемых параметров она в целом отвечает уровню систем ТДК фирмы «Геосервис» и КДК фирмы «Баройд Дивижн». Однако в станции СГТ-2 общее число параметров, регистрируемых в аналоговой форме и контролируемых по стрелочным приборам и цифровым табло, превышает 50, и трудно обеспечить качественный контроль за складывающимися в процессе бурения ситуациями, хотя наличие автоматической сигнализации о выходе 10 величин за заданные предельные значения облегчает контроль за соблюдением режима бурения скважины. Поэтому для эффективного оперативного решения перечисленных в начале статьи задач станции СГТ должны быть оснащены бортовыми информационно-вычислительными комплексами. Кроме того, для использования информации ГТИ при решении неоперативных задач необходима регистрация всей первичной информации в цифровой форме, пригодной для непосредственного ввода в ЭВМ стационарных ВЦ, входящих в АСУ «Геофизика» и «Бурение».

Следующим этапом в развитии станций ГТИ типа СГТ, разрабатываемых СКБ ГФП Минприбора совместно с рядом организаций Миннефтепрома, явилось создание компьютизированной станции СГТК. Опытный образец такой станции с информационно-вычислительными комплексами на базе микроЭВМ «Электроника-60» изготовлен МПО «Геофизприбор» и проходит в настоящее время промышленное опробование в Саратовнефтегеофизике.

В дальнейшем необходимо обеспечить существенный рост разведочного бурения при той же численности геологоразведочной (в том числе и геофизической) службы. Для этого разрабатывается комплекс аппаратуры и оборудования «Разрез» для геофизических, геохимических, гидродинамических и геолого-технологических исследований при бурении и испытании скважин. Разработка его поручена Союзпромгеофизике с участием ВНИИгеофизики, СКБ ГФП Минприбора, ВНИИнефтепромгеофизики, Запсибнефтегеофизики и Саратовнефтегеофизики.

Комплекс включает компьютизированную лабораторию для геофизических, геохимических и геолого-технологических исследований, набор технологических датчиков, стационарный каротажный подъемник. Этот комплекс обслуживают операторы, подготовленные для работы на компьютизированной каротажной станции (при проведении ГИС приборами на кабеле) или на подсистемах геохимических исследований и геолого-технологического контроля (при проведении исследований в процессе бурения).

Аппаратура комплекса перемещается с одной точки на другую совместно с буровой, т. е. с очень низкой скоростью. Это гарантирует малую вероятность отказа информационно-вычислительного комплекса из-за последствий транспортировки и существенно повышает его эксплуатационную надежность в полевых условиях.

В конце 1987 г. планируется изготовление макета комплекса «Разрез», а с 1989 г.- заводское производство его образцов на МПО «Геофизприбор». Аналогичные исследования по разработке комплекса ГТИ «Сибирь», рассчитанного на постоянный монтаж буровой, для каротажно-технологических исследований эксплуатационных скважин кустового бурения проводит Миннефтепром.

 Выводы

1. ГТИ в сочетании с ГИС, испытанием пластов инструментом на трубах и оперативной обработкой получаемой информации непосредственно на скважине - наиболее действенный способ повышения эффективности и сокращения стоимости и сроков разведочного бурения.

2. Для повышения эффективности методов ГТИ и расширения круга решаемых с их помощью задач необходимо: а) ускорить разработку и наладить серийное производство надежных при эксплуатации в полевых условиях компьютизированных систем ГТИ; б) повысить эффективность работ по созданию программного обеспечения компьютизированных станций и комплексов ГТИ, включая программное обеспечение диагностики работы станций и комплексов ГТИ в полевых условиях; в) расширить внедрение станций и комплексов ГТИ; г) организовать подготовку специалистов для работы в качестве операторов этих станций и комплексов на курсах повышения квалификации ИТР и в вузах.