|
УДК 553.98:550.832 |
Повышение качества и информативности испытаний нефтяных и газовых скважин
Л.Г. ПЕТРОСЯН, Ю.В. ТЮКАЕВ (НИПИвзрывгеофизика)
Испытания скважин являются одним из важнейших видов работ при поисковом и разведочном бурении на нефть и газ. Преимущественно на их результатах базируются обнаружение и промышленная оценка залежей, представления об их флюидальной системе и добывных возможностях, обоснование критериев определения по физическим данным положений межфлюидных контактов, эффективных толщин и других подсчетных параметров. Поэтому как в настоящее время, так и в ближайшей перспективе общая эффективность геологоразведочных работ на стадиях поискового и разведочного бурения в значительной степени будет определяться технологией испытания скважин и достоверностью интерпретации их результатов.
Применяемая в настоящее время технология испытания скважин в открытом стволе и в колонне предусматривает [2] качественный и количественный анализ притоков пластовых флюидов на устье скважины и проб, отобранных глубинными пробоотборниками, получение данных гидродинамических исследований с использованием устьевых манометров, а также глубинных манометров с автономной записью.
Такая система измерений при испытании скважин удовлетворяет требованиям геологоразведочной практики при изучении залежей, представленных поровыми коллекторами с высокими фильтрационными свойствами, на средних глубинах с простой флюидальной системой. В более сложных условиях, когда требуются специальные меры по вызову и интенсификации притоков пластовых флюидов, отмеченная система измерений недостаточна ни для оценки качества испытаний, ни для управления технологическими операциями по вызову и интенсификации притоков. К числу основных факторов, снижающих эффективность испытаний, могут быть отнесены следующие.
Во-первых, ошибки в интерпретации результатов испытаний из-за отсутствия надежных способов определения глубины установки перфораторов и фактического положения интервала перфорации. При этом примерно в 5 % случаев наблюдаются грубые ошибки в глубинах, достигающие десятков метров, а ошибки в 2-4 м систематического характера имеют место в большинстве случаев. Очевидно, что при такой погрешности в привязке интервалов перфорации исключается возможность оптимизации методики вскрытия неоднородных пластов путем использования переменной по глубине плотности перфорации, систем последовательного дострела в испытываемом интервале от пропластков с худшими свойствами к пропласткам с лучшими и т. д. В настоящее время фактическое положение интервала перфорации устанавливается с помощью локаторов муфт или локаторов перфорационных отверстий, использующих электромагнитный принцип. Однако существующие серийные технические средства и методика проведения работ не позволяет установить положение интервала перфорации в разрезе с необходимой точностью во всех геолого-технических условиях (глубина, тип перфоратора, марка колонны и т. д.). Отсутствуют и методы контроля за спуском и срабатыванием перфоратора, качеством вскрытия, установлением гидродинамической связи коллектор - скважина и др.
Во-вторых, ошибочная интерпретация результатов испытаний может быть обусловлена перетоками пластовых флюидов или агента интенсификации по негерметичному цементному кольцу. Эта причина ошибок имеет массовый характер, особенно в терригенных разрезах. Например, в залежах неокома Уренгоя примерно в 50 % из общего числа испытаний в приконтактных зонах, по которым осуществлялись специальные контрольные исследования, имела место заколонная циркуляция с подключением к притоку интервалов разреза с другим насыщением. Аналогичная ситуация наблюдается при негерметичности цементных мостов в трубном пространстве и в ряде других случаев. Важно подчеркнуть, что применяющиеся методы оценки качества цементирования, тем более при их проведении до перфорации колонн, принципиально не могут решить проблему учета перетоков из пластов вне интервала перфорации.
Перетоки пластовых флюидов могут быть обусловлены и вертикальной трещиноватостью разреза, особенно при изучении низкопоровых трещинно-кавернозных карбонатных отложений и использовании солянокислотных обработок с закачкой под высоким давлением. Например, на Оренбургском и Астраханском месторождениях в 50 % случаев, когда осуществлялся соответствующий контроль, это обстоятельство приводило к перетокам из пластов вне интервала перфорации, в том числе удаленных от испытываемого интервала до 10 м и более.
В-третьих, низкая информативность испытаний может быть обусловлена потерей проницаемости призабойной зоны под действием фильтрации промывочной жидкости при бурении и после перфорации, закачек агентов интенсификации и при проведении других технологических операций. При этом в практике геологоразведочных работ, особенно в условиях тонкослоистых разрезов, достаточно часты случаи, когда ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пластов вплоть до полной потери проницаемости распространяется не на весь разрез разведуемого объекта, а на отдельные интервалы, представленные определенными типами коллекторов. Именно такая ситуация имеет место при изучении залежей в тюменской и ачимовской свитах Западной Сибири, баженовской толще и ее аналогах. В условиях таких залежей при единой технологии строительства и исследования скважин наблюдаются как существенные различия в эффективности испытания соответствующих типов коллекторов, так и получение противоречивых результатов испытаний по пластам с ухудшенными фильтрационными свойствами в призабойной зоне. По этой причине, например, выполненный к настоящему времени комплекс работ на Таллинской площади Красноленинского свода оказался для подсчета запасов достаточным по подсчетному объекту ЮК10-11 и недостаточным по вышележащим и исследованным тем же комплексом подсчетным объектам ЮК2-5 и ЮК6-9.
Все эти и подобные осложняющие факторы существенно отражаются на эффективности геологоразведочных работ в целом, что находит отражение при рассмотрении и утверждении запасов нефти и газа в ЦКЗ и ГКЗ СССР. В настоящее время ситуация усугубляется еще и особенностями современного этапа развития геологоразведочных работ на нефть и газ.
Действительно, информативность испытаний, как было показано выше на отдельных примерах, резко снижается при разведке залежей, представленных полностью или частично тонким переслаиванием терригенных отложений, низкопоровыми трещинно-кавернозными коллекторами, небольшими по мощности нефтяными оторочками и газовыми шапками, битуминизированными пластами и высоковязкими нефтями, протяженными переходными зонами и зонами недонасыщения и т. д. До недавнего времени роль таких залежей в общей структуре прироста запасов была сравнительно невелика. В последние годы картина существенно изменилась и в разведку во все возрастающих масштабах вовлекаются именно такие объекты сложного строения [1]. Например, в Западной Сибири их доля в структуре прироста запасов составляла к началу XI пятилетки менее 10 %, к концу его возросла до 30 %, а к 1990 г. увеличится по прогнозам вдвое. Аналогичная картина имеет место в Прикаспийской впадине и в других важнейших регионах развития геологоразведочных работ на нефть и газ.
С другой стороны, при современных методике, технике и технологии разведочных работ на нефть и газ наиболее существенные потери при рассмотрении и утверждении запасов связаны с корректировками коэффициента нефтеотдачи, переводом запасов из промышленных категорий в непромышленные и в существенно меньшей мере - с корректировкой эффективных мощностей и других подсчетных параметров. При этом из той части представляемых запасов по промышленным категориям, которые в последние годы при рассмотрении в ГКЗ СССР были переведены в непромышленные, более половины обусловлено корректировками, связанными с непредставительностью испытаний части скважин с отсечением соответствующих площадей месторождения. Нередко это составляло довольно существенную часть площади разведанных залежей, например по нижней залежи Ямбургского месторождения. Именно этот фактор стал основным в последние годы в структуре потерь при утверждении запасов в ГКЗ СССР.
Отмеченные особенности современного этапа развития геологоразведочных работ отражаются и на опережающем росте затрат средств и времени на испытания скважин, что обусловлено неуклонным увеличением среднего количества объектов испытаний в колонне, приходящихся на одну поисково-разведочную скважину. Динамика этого показателя по Западной Сибири приведена на рис. 1, в Западном Казахстане он превысил 5-6, а на некоторых месторождениях составляет 10 и более. Неуклонно возрастает, в том числе и в Западной Сибири, доля испытаний со смешанными притоками (рис. 2) и неоднозначно интерпретируемыми результатами, что приводит к ошибкам при обосновании положений межфлюидных контактов и снижению категорийности запасов. При этом по объектам со смешанными притоками продолжает оставаться значительной доля притоков пластовой воды с пленкой нефти. Наблюдается также устойчивый рост доли бесприточных испытаний. Научными и экспериментальными работами Главтюменьгеологии показано, что по таким объектам испытаний имеются определенные резервы, заложенные в новых прогрессивных методах интенсификации притоков, реализация которых приведет к дополнительным затратам на испытания скважин. Аналогичная ситуация имеет место в других НГП страны.
Отмеченные негативные тенденции предполагают необходимость коренных изменений в технологии испытаний скважин и их информационного обеспечения с учетом достижений и перспектив развития всей совокупности элементов и видов геологоразведочных работ, в том числе и ГИС [3]. В частности, необходимо дальнейшее совершенствование комплекса геофизических исследований скважин применительно к прогнозной оценке характера насыщения пластов, определению качества цементирования скважин и решению других традиционных задач [4].
Научно-исследовательскими и опытно-методическими работами последних лет показаны резервы повышения качества и информативности испытаний, особенно в условиях сложных типов разрезов, при сопряжении выполняемых при испытаниях технологических операций и геофизических исследований. Задачи таких геофизических исследований при испытании скважин приведены в таблице, соответствующий аппаратурно-методический комплекс разрабатывается НПО Союзпромгеофизика.
Как показано в таблице, геофизические исследования при испытаниях должны предусматривать следующие виды доскважинных измерений: в обсадной колонне скважин, не оборудованных насосно-компрессорными трубами; в скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами; при испытании пластоиспытателями на трубах.
Соответствующие комплексы геофизических исследований должны выполняться в неперфорированных скважинах; в процессе притока пластовых флюидов, в том числе при неустановившихся режимах отбора нефти, газа и пластовой воды; в остановленных или заглушенных скважинах; при проведении технологических операций по интенсификации притоков. Определенный комплекс геофизических исследований должен проводиться в ходе прострелочно-взрывных работ. Реализация таких исследований обеспечит управление и контроль испытаний на основе исходной информации о состоянии обсадных и насосно-компрессорных труб, составе флюидов в стволе скважины, заполнении насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства, изменении насыщения среды в затрубном пространстве и прискважинной зоне пластов.
На основе указанной системы исследований обеспечиваются также дополнительные возможности: 1) получения опорной геофизической информации для взаимной увязки результатов опробования и испытания скважин в открытом стволе пластоиспытателями на трубах и приборами на кабеле с данными испытаниями в колонне, в том числе при использовании методов интенсификации притоков; 2) выбора оптимальных режимов отбора конденсата при испытании скважин на газоконденсатных месторождениях; 3) селективного отстрела с заданной плотностью перфорации, в том числе переменной по глубине, и вскрытия перфорацией нескольких интервалов за одну спускоподъемную операцию; 4) дополнительных мер безопасности ведения прострелочно-взрывных работ; 5) документирования результатов испытаний и выполняемых для разобщения интервалов перфорации с проходными каналами для геофизической аппаратуры и т. д. Разработка аппаратурно-методического комплекса геофизических исследований при испытании скважин должна быть тесно увязана и с другими направлениями повышения эффективности испытаний, в первую очередь с совершенствованием технологии бурения скважин, их крепления, вызова и интенсификации притоков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1985.
2. Единые правила ведения работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., изд. ВГФ, 1978.
3. Петросян Л.Г. Геофизические исследования в скважинах, крепленных трубами, при изучении разрезов нефтегазовых месторождений. М., Недра, 1977,
4. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах / Н.Н. Сохранов, В.Т. Чукин, П.Т. Котов и др. М., Недра, 1985.
|
Задачи исследований |
Методы исследований |
Примечания |
|
Взаимная увязка по глубине разновременных геофизических исследований скважин |
Локация муфт |
При исследовании терригенных разрезов |
|
Гамма-каротаж |
||
|
Нейтронный каротаж |
При исследовании карбонатных разрезов |
|
|
Геофизические исследования, сопровождающие вскрытие пластов перфорацией |
||
|
Контроль за спуском перфоратора |
Локация муфт |
Измерительная система стыкуется с перфоратором |
|
Установка перфоратора в заданный интервал |
Шумометрия скважинная |
То же |
|
Локация муфт |
» |
|
|
Гамма-каротаж (нейтронный каротаж) |
» |
|
|
Индикация и контроль качества срабатывания перфоратора |
Шумометрия скважинная |
» |
|
Шумометрия наземная |
» |
|
|
Измерение давления |
» |
|
|
Определение фактического положения интервала перфорации |
Локация муфт |
» |
|
Гамма-каротаж (нейтронный каротаж) |
» |
|
|
Термометрия |
» |
|
|
Локация перфорационных отверстий |
» |
|
|
Контроль деформации обсадных колонн при перфорации |
Трубная профилеметрия |
|
|
Индукционная дефектоскопия |
||
|
Скважинное акустическое телевидение |
||
|
Определение гидродинамической связи скважины с пластом |
Термометрия |
|
|
Шумометрия скважинная |
||
|
Акустический каротаж |
||
|
Геофизические исследования, сопровождающие технологические операции по вызову и интенсификации притоков пластовых флюидов |
||
|
Локализация интервалов притока и оценка его профиля |
Термометрия |
При высокодебитных притоках |
|
Механическая расходометрия |
|
|
|
Термокондуктивная расходометрия |
При притоках жидких флюидов |
|
|
Шумометрия |
При низкодебитных притоках |
|
|
Измерение давления в скважине |
|
|
|
Акустическая расходометрия газа |
При получении притока газа |
|
|
Изучение состава флюидов в стволе скважины |
Влагометрия |
|
|
Индукционная резистивиметрия |
|
|
|
Плотнометрия |
|
|
|
Измерение давления |
В том числе в варианте дифференциального манометра |
|
|
Термокондуктивная расходометрия |
|
|
|
Измерение вязкости флюидов |
Метод требует разработки |
|
|
Отбор глубинных проб |
|
|
|
Отбор проб на устье скважины |
|
|
|
Изучение изменений состава флюидов в прискважинной зоне пластов |
Нейтронный каротаж |
|
|
Импульсный нейтронный каротаж |
|
|
|
Индукционный каротаж |
При креплении скважин неметаллическими обсадными колоннами |
|
|
Изучение изменения напряженного состояния прискважинной зоны пласта |
Акустический каротаж |
|
|
Термометрия |
|
|
|
Измерение давления |
|
|
|
Геофизические исследования, сопровождающие изоляционные работы в скважинах |
||
|
Изучение изменений герметичности цементного кольца вне интервала перфорации |
Стандартные методы оценки качества цементирования |
|
|
Шумометрия |
|
|
|
Выявление мест негерметичности ствола скважины и насосно-компрессорных труб |
Термометрия |
|
|
Шумометрия |
|
|
|
Резистивиметрия |
|
|
|
Термокондуктивная расходометрия |
|
|
|
Гамма-каротаж |
При работе с радиоактивными изотопами |
|
|
Измерение давления на устье скважины |
|
|
Рис. 1. Среднее количество (n) объектов испытаний в колонне в одной скважине
Рис. 2. Динамика изменения доли испытаний в колонне бесприточных и со смешанными притоками:
1 - бесприточные испытания; 2 - испытания со смешанными притоками