|
УДК 550.832.05 |
И.Э. Носенков(ВНИПИморнефтегаз) |
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИИ НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИН ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯК геолого-техническим условиям, оказывающим определяющее влияние на отбор керна, проведение геофизических исследований скважин и эффективность оперативных геофизических заключений и испытаний, относится целый комплекс показателей, в частности (Козяр В.Ф. Ручкин А.В., Яценко Г.Г., 1983):
Ниже речь идет только о влиянии на эффективность ГИС типа и свойств промывочных жидкостей.
Наиболее подвержены этому влиянию электрические виды ГИС, данные которых используют для выделения коллекторов, определения их пористости, нефтенасыщенности. К технологии бурения скважин в зависимости от решаемых задач предъявляются прямо противоположные требования. Так, для выделения коллекторов, особенно с ухудшенными свойствами, необходимо обеспечить внедрение фильтрата промывочной жидкости в пласты за счет создания больших репрессий, утяжеления жидкости и повышения ее водоотдачи. Наоборот, для правильной оценки нефтенасыщения пластов технология бурения должна быть такой, чтобы не создавались большие зоны проникновения в пласты, глинистая
корочка должна быть минимальной, бурение нужно проводить с незначительным превышением гидростатического давления над пластовым.
Определение нефтенасыщенности и пористости по параметрам зоны проникновения зависит также от времени контактирования пластов с промывочной жидкостью и постоянства ее свойств с момента разбуривания пород до проведения исследований.
Желательно, чтобы свойства жидкости были постоянными, а время контактирования минимальным. Выполнение этих требований справедливо и для обеспечения качественного опробования и испытания пластов. Некоторые виды исследования (БМК, ГГКП, ГДК, ОПК) чувствительны к образованию глинистых и особенно шламовых корок, искажающих результаты измерений, и должны выполняться непосредственно после проработки скважины.
Из практики работ в СССР и за рубежом геологические службы нефтегазоразведочных организаций (за редким исключением) не придают серьезного значения контролю за постоянством свойств, особенно минерализации, промывочной жидкости в процессе бурения. Для достижения определенных технологических преимуществ в жидкость добавляют различные химреагенты, нефтепродукты, существенно изменяющие ее удельное сопротивление. Так, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и химические реактивы (КМЦ, углещелочной реагент, разнообразные соли) приводят к изменению электрического сопротивления жидкостей, образованию в коллекторах многослойных зон проникновения. При использовании утяжелителей (магнетита и барита) ограничивается применение ГГКП, ИК, ЯМК; они отрицательно сказываются на фильтрационных свойствах прискважинных зон коллекторов, так как приводят к внедрению глинистых и твердых частиц в породу, в результате чего образуется зона кольматации. Это в свою очередь вызывает уменьшение отрицательной аномалии ПС в интервалах залегания проницаемых пород. Из литературы (Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г., 1983) известно, что “...в породах, содержащих хлоркальциевые пластовые воды (а именно такой тип вод характерен для отложений рассматриваемого месторождения. - Прим. авт.), при контакте их с обогащенной КМЦ промывочной жидкостью происходит замещение между ионами натрия и кальция с образованием в породах коллоидального осадка. Осадок не растворяется в нефти, этиловом спирте, щелочи и 15%-й соляной кислоте и полностью закупоривает поровое пространство при водонасыщенности пород более 30%. Высаливание КМЦ происходит и в случае, когда пластовая вода находится в связанном виде и не зависит от пластовых температур, давлений и кислотности среды. Процессу не препятствуют присутствие в порах нефти и газа и обработка промывочных жидкостей солеустойчивыми поверхностно-активными веществами. Кольматация коллекторов утяжеленными промывочными жидкостями и КМЦ может служить причиной многочисленных расхождений между геофизическими заключениями и результатами испытаний скважин”.
На одном из многопластовых нефтяных месторождений шельфа Южно-Китайского моря, промышленная нефтегазоносность которого связана с миоценовыми, олигоценовыми отложениями и корой выветривания кристаллического фундамента, бурение скважин, отбор керна, проведение геофизических исследований скважин и испытаний пластов в продуктивных комплексах сопряжены со значительными трудностями, обусловленными глубоким залеганием продуктивных интервалов, наличием в них зон аномально высоких пластовых давлений и температур, применением высокоминерализованных утяжеленных промывочных жидкостей, сложным строением полимиктовых коллекторов по вещественному составу слагающих их минералов и структуре порового пространства, т. е., с одной стороны, возникает необходимость применения расширенного комплекса ГИС, а с другой - объективные причины, связанные с осложнениями при бурении (наличие зон АВПоД, желобообразование, высокие давления и температуры, использование минерализованных растворов), ведут к сокращению программы исследований, исключению отдельных видов каротажа из утвержденного обязательного комплекса геофизических исследований, в частности метода ПС, наиболее информативного в песчано-глинистом разрезе при пресной промывочной жидкости.
Так, минерализация вод миоценовых отложений составляет 7 г/л для северной части месторождения (rпв=0,25 Ом·м при 110°С) и 17 г/л – для южной (rпв=0,115 Ом·м при 110°С). Минерализация вод олигоценового комплекса принята в 10 г/л (rпв=18 Ом·м при 110°С) по данным химического анализа проб воды, отобранных во время эксплуатации скважин.
Пластовая (Тпл ) и скважинная (Тскв) температуры связаны с глубиной следующими уравнениями (для глубин более 3000 м):
Тскв = 0,0357 H - 12,8;
Tпл = 0,0175 H + 74,25.
Попутно заметим, что пластовые воды в пределах месторождения по площади и разрезу изучены недостаточно, значения их минерализации нуждаются в уточнении.
Минерализация буровых растворов, приготовленных на морской воде и используемых при массовом бурении эксплуатационных наклонно направленных скважин на отложения миоцена и олигоцена, составляет 14...20 г/л (
rc =0,18...0,13 Ом·м при T = 80°С; rф = 0,100...0,075 Ом·м при T=80°С).Нетрудно видеть, что при таких близких соотношениях в минерализациях пластовой воды и фильтрата бурового раствора получить значимую отрицательную амплитуду ПС(Епс
= - 70 lg(rф/rпв)), особенно для отложений миоцена, затруднительно (недифференцированная кривая ПС).Согласно п. 12.1 “Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах” (1985 г.) кривая ПС в скважинах, заполненных соленой промывочной жидкостью, может не записываться, если 0,5<
rc/rпв< 2. Именно такой диапазон значений rc/rпв (1,1...1,3) получен при бурении скважин с использованием минерализованной промывочной жидкости на миоценовые отложения.Пункт 12.5 “Технической инструкции...” ясно и однозначно говорит о том, что КС, МЗ и ИК в эксплуатационных скважинах проводят только при заполнении их пресной (rc >0,2 Ом·м) промывочной жидкостью.
“...В скважинах, заполненных соленой промывочной жидкостью, микрозонды не могут быть использованы и для качественной интерпретации” (Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. – М.: Недра, 1984) вследствие значительного влияния на показания микрозондов слоя промывочной жидкости и глинистой корки, отделяющих башмак зонда от стенки скважины. Количественная оценка рпп при большой толщине глинистой корки (hгк>15 мм) практически невозможна.
Заметим, что с глубиной наблюдается все большее влияние сопротивления глинистой корки на снижение кажущегося сопротивления за счет влияния высокой температуры.
Таким образом, из-за высокой минерализации промывочных жидкостей, используемых при бурении миоценовых и олигоценовых отложений на данной структуре, высокой пластовой температуры (120...150°С) и малой единичной толщины коллекторов снижается эффективность методов ГИС: бокового каротажного зондирования (БКЗ), индукционного каротажа (ИК), микрозондирования (МК), бокового микрокаротажа (БМК), потенциалов собственной поляризации пород (ПС). Пересечение скважинами толщи пород, обладающих АВПД, служит причиной многих осложнений при бурении. Для предотвращения выбросов эти отложения бурят на утяжеленных промывочных жидкостях (1,6...1,7 г/см3), следствием чего являются образование глубоких зон проникновения в проницаемых породах и их значительная кольматация.
В связи с большим числом наклонно направленных скважин (отклонение стволов скважин от вертикали часто достигает 1000 м и более) сокращается комплекс геофизических исследований в глубоких скважинах, в первую очередь за счет каротажа, выполняемого приборами с центрирующими или пружинными устройствами: акустического (АК), гамма-гамма-плотностного (ГГКП), микрокаротажа (МК) и бокового микрокаротажа (БМК), опробователей пластов на кабеле (ОПК). Причинами являются прихватоопасность, высокая аварийность и затруднения при прохождении таких геофизических приборов.
Известно (Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г., 1983), что непосредственно перед проведением геофизических измерений жидкость нередко “освежают” путем добавок новых порций с иными свойствами для получения дифференцированной кривой ПС и выравнивания свойств жидкости по стволу скважины. С изменением свойств промывочной жидкости перед каротажем снижается эффективность всех видов электрических измерений (КС, БКЗ, БК, БМК, ИК), так как осложняется электрическая характеристика пластов в радиальном направлении и затрудняется количественное определение параметров зоны проникновения.
В заключение отметим, что в общем случае методика проведения измерений должна быть четко согласована с применяемой технологией бурения скважин, а часто и предопределяться ею (Кошляк В.А. и др., 1983). Для повышения эффективности ГИС в реальных геолого-технических условиях проводки скважин на данном месторождении, по мнению автора, целесообразно соблюдать ряд требований.
1. Чтобы исключить образование многослойных зон проникновения, измерения следует проводить при заполнении скважины той жидкостью, на которой она бурилась, независимо от ее свойств, т. е. в течение всего времени бурения продуктивного интервала и выполнения ГИС нужно обеспечить постоянство минерализации промывочной жидкости, так как изменение ее удельного сопротивления в процессе бурения приводит к усложнению строения зоны проникновения и, следовательно, затрудняет количественную интерпретацию.
При подготовке скважины необходимо исключить добавление свежей промывочной жидкости в интервал исследования, проводимого для получения дифференцированной, но искаженной кривой ПС.
2. Исследуемые пласты нужно разбуривать с использованием промывочных жидкостей с небольшой (до 5 см3/30 мин) водоотдачей в целях предотвращения образования глубоких зон проникновения и рыхлых глинистых корочек большой (свыше 15...20 мм) толщины напротив коллекторов, что затрудняет, а в ряде случаев и делает невозможным количественное определение пористости по данным БМК.
3. Наиболее благоприятные условия создаются в скважинах с пресной промывочной жидкостью, в которых удельное сопротивление rc превышает 0,2 Ом·м, а отношение удельных сопротивлений промывочной жидкости rс и пластовой воды rпв больше 5 (rс/rпв>5).
4. При изменении свойств (особенно электропроводности или сопротивления) промывочной жидкости по технологическим при чинам необходимо стремиться, чтобы эти изменения были более контрастными, и проводить измерения электрическими видами каротажа по методике двух жидкостей до и после изменения свойств жидкости.
5. При разбуривании продуктивных отложений следует исключить (или ограничить) добавки нефтепродуктов в промывочные жидкости, так как они приводят к загрязнению коллекторов и образованию зоны искусственной нефтенасыщенности с Кн=0,4...0,6.
6. Нецелесообразно вскрывать продуктивный разрез при одной промывочной жидкости, а исследования проводить при другой из-за образования в коллекторах многослойных зон проникновения. В случае смены промывочной жидкости на нефтяной основе сохранится тонкая непроводящая корка на стенках скважины.
7. В непосредственной близости от продуктивного интервала не должны проводиться цементные заливки для устранения каверн, так как наличие цемента в кавернах и образование цементной корочки на стенках скважины искажают поле ПС и кривые электрокаротажа.
8. При выполнении операций по “освежению” промывочной жидкости или при ликвидации поглощений цементными заливками необходимо в минимальном объеме проводить геофизические измерения (КС, ПС, БК) до и после работ в скважинах с целью выделения коллекторов и особенно поглощающих пластов.
9. Для получения надежных данных об удельном сопротивлении пород нужно максимально сократить время между разбури-ванием продуктивного интервала и его исследованием, т. е. каждый эксплуатационный объект должен исследоваться непосредственно после разбуривания.
10. С целью повышения качества новых и традиционных видов ГИС бурение поисково-разведочных скважин следует проводить на опресненном растворе с минерализацией не более 6 г/л.