К оглавлению

УДК 550.832.92

Эффективность методов геолого-технологического контроля при выделении и оценке сложных коллекторов в процессе бурения глубоких и сверхглубоких скважин

А. Ф. БОЯРЧУК, С. Г. ФУРСИН, Е. С. КАТЫШЕВ, В. П. КЕРЕСЕЛИДЗЕ (СКБТ ПГ)

Эффективность разведки глубокозалегающих отложений во многом зависит от достоверности и оперативности выделения и оценки в них коллекторов нефти и газа.

В сложных геолого-технических условиях проводки глубоких и сверхглубоких скважин при определении продуктивности вскрываемых отложений большое значение приобретают методы геолого-технологического контроля за процессом бурения.

Однако анализ обширного газокаротажного материала по глубокозалегающим мезозойским отложениям Северо-Восточного Предкавказья и результатов специальных геолого-технологических исследований скважин, проведенных СКТБ ПГ совместно с трестом Грознефтегеофизика, показывает, что, несмотря на достаточную теоретическую разработку большинства методов геолого-технологического контроля, применяемые в настоящее время техника и методика скважинных исследований часто не позволяют уверенно выделять и оценивать продуктивные интервалы в разрезе глубоких и сверхглубоких скважин [3].

Это вызвано, с одной стороны, малой информативностью указанных методов при изучении глубозалегающих коллекторов сложных (преимущественно трещинных) типов, а с другой - низкой чувствительностью используемых технических средств и несовершенной методикой регистрации геолого-технической информации.

Основные объекты исследования при геолого-технологическом контроле - промывочная жидкость, шлам, параметры гидравлической и талевой систем.

Для выделения и оценки характера насыщения коллекторов наибольшее применение из используемых методов нашли газовый каротаж (ГК), методы изучения шлама и регистрации ряда технологических параметров: фильтрационный каротаж (ФК), каротаж по давлению (КД) и механический каротаж (МК). Показания этих методов в большей степени связаны с коллекторскими свойствами и нефтегазоносностью вскрываемого разреза.

На примере мезозойских отложений Северо-Восточного Предкавказья рассмотрим эффективность указанных способов геолого-технологического контроля и возможные пути ее повышения при выделении и оценке характера насыщения сложных коллекторов в разрезе глубоких и сверхглубоких скважин.

По имеющимся данным, неплохие результаты показывают газовый каротаж после бурения (ГКПБ) и покомпонентный анализ газа, извлекаемого из проб промывочной жидкости при эпизодическом газовом каротаже (ЭГК). Следует заметить, что при постоянных добавках нефти в буровой раствор информативны лишь данные о содержании в извлекаемом из раствора газе легких УВ - метана (C₁) и этана (С₂), а также сведения о значениях флюидных коэффициентови равных соответственно отношению содержания метана к этану и этана к пропану.

В таблице приводится наиболее характерный (с вероятностью не менее 80 %) диапазон изменения значений указанных параметров для нефте- и водонасыщенных пластов.

Характер насыщения разреза	C1, %	C1+C2, %
Нефть	25-65	45-80	1-3,5	1-2
Вода	40-80	60-90	2-6	1,5-3

Учитывая наличие значительной зоны неоднозначности, для повышения достоверности выделения продуктивных пластов в разрезе глубоких скважин необходимо проводить ЭГК на входе и выходе скважины.

Основная особенность исследования шлама при бурении глубокозалегающих трещинных коллекторов - изучение петрофизических свойств и нефтегазонасыщенности преимущественно блоковой части породы. При этом практически невозможно оценить характер насыщения пластов по данным нефтегазонасыщенности и битумосодержания шлама. В этом случае дополнительную информацию можно получить при изучении физико-химических характеристик шлама (его окислительно-восстановительного потенциала Eh) [2].

О наличии в разрезе скважины нефтенасыщенных пластов-коллекторов свидетельствует уменьшение во времени величины Eh пород по шламу с амплитудой более 150-200 мВ.

На рис. 1 приведены примеры использования результатов исследования Eh шлама при оценке продуктивности пород в карбонатном разрезе верхнемеловых отложений.

В глубоком бурении, как известно, используются долота истирающего типа. Из-за малого размера частиц шлама (диаметр их редко превышает 2-3 мм) невозможно достоверно определить плотность и пористость вскрываемых отложений по шламу.

Применение метода ФК при принятом способе измерения объема жидкости в приемных емкостях в условиях бурения глубоких скважин неэффективно. Это связано с большой суммарной рабочей поверхностью используемых мерников и значительным влиянием трудноучитываемых поверхностных технологических факторов. Поэтому рекомендуется новая модификация метода ФК, основанная на дебитометрическом способе измерения расхода промывочной жидкости на выходе из скважины с помощью переходной емкости небольших размеров, устанавливаемой у устья до зон влияния поверхностных искажающих факторов [1, 3].

Сравнительная эффективность применяемого и предлагаемого способов ФК показана на рис. 2. Рассматриваемый интервал представлен песчано-глинистыми трещиноватыми породами нижнего мела. По кривой ФК, зарегистрированной в новой модификации, выделено несколько зон поглощения бурового раствора (заштрихованы). Диаграмма ФК, полученная путем регистрации уровня жидкости в приемных емкостях (объемным способом), малоинформативна, осложнена помехами, практически не поддающимися учету, и позволяет выделить лишь зону интенсивного поглощения на глубине 3950 м.

Максимальная результативность метода ФК будет достигнута при точном контроле за подачей буровых насосов, который пока неосуществим из-за отсутствия расходомеров достаточной точности на входе скважины.

При КД в условиях бурения глубоких скважин информацию о коллекторе дает в основном изменение лишь части полного давления, связанного с изменением расхода и свойств промывочной жидкости в затрубном пространстве в результате перетока жидкости в системе скважина - пласт. Величина полезного сигнала составляет не более 10-15% от полного давления нагнетания и в коллекторах средней и низкой проницаемости обычно не выходит за уровень случайных помех. Поэтому измерение давления нагнетания промывочной жидкости позволяет получить в основном технологическую информацию, необходимую при анализе и обработке данных других методов геолого-технологического контроля, в первую очередь ФК.

По нашему мнению, для повышения информативности КД при выделении коллекторов в процессе бурения перспективна регистрация изменения избыточного давления на устье бурящейся скважины, что требует создания специального регулирующего устройства выхода промывочной жидкости из затрубного пространства.

При существующих условиях бурения и способах регистрации скорости проходки (в случае ГК) эффективность применения МК для выделения глубокозалегающих коллекторов невысока.

Основная причина этого - отсутствие надежной методики учета степени износа долот и однозначных зависимостей скорости проходки от коллекторских свойств (проницаемости) вскрываемых пород. На больших глубинах значительно возрастает влияние технических и технологических факторов на механические свойства и буримость горных пород.

При относительном постоянстве указанных факторов появляется возможность установления аномалий по кривой продолжительности бурения. На рис. 3 приведен пример использования данных МК при выделении коллекторов в карбонатных отложениях верхнего мела.

Несмотря на то, что большинство из указанных методов геолого-технологического контроля не позволяет однозначно судить о перспективности вскрываемых отложений, комплексное их использование помогает решить геологические задачи в процессе бурения глубоких и сверхглубоких скважин.

В качестве примера на рис. 4 показаны результаты исследований, проведенных СКТБ ПГ и трестом Грознефтегеофизика в скв. 1 Северо-Старогрозненской площади. При этом геолого-технологический контроль осуществлялся с помощью газокаротажной станции, дополнительно оснащенной датчиками технологического контроля.

Скважина вскрыла отложения верхнего мела в интервале глубин 5520-5800 м. Бурение проходило без осложнений на промывочной жидкости плотностью 1,6-1,7 г/см³ при средней подаче насосов 5-7 л/с и давлении нагнетания 14-18 МПа.

Синхронный привод насосов, используемый при бурении этой скважины, обеспечивал постоянство их двойных ходов. Исправная работа насосов контролировалась изменением как давления в нагнетательной линии, так и свойств промывочной жидкости.

Верхнемеловые отложения представлены неглинистыми известняками и характеризуются по шламу невысокой и слабоизменяющейся пористостью.

Величина Eh пород по шламу в рассматриваемой скважине для большей части разреза хотя и уменьшается во времени, однако амплитуда его изменения DEh=Еh_нач-Еh_кон не превышает 150-200 мВ, что свойственно пластам с низкими коллекторскими свойствами.

По данным ЭГК (ГК в процессе бурения в этой скважине не проводился) на выходе скважины разрез характеризуется неоднозначно.

При невысокой газонасыщенности раствора состав извлеченного газа типичен для продуктивных пластов (недостаточно высокое содержание легких УВ и низкие значения флюидных коэффициентов). И лишь практически полное совпадение показаний газового каротажа на входе и выходе скважины указывает на отсутствие в разрезе продуктивных пластов.

Кривая ФК по рассматриваемой скважине (на рис. 4 показана кривая приращения расхода промывочной жидкости) мало дифференцирована, а вариации расхода промывочной жидкости составляют 2-3 % и относятся к случайным помехам. Аномалии на отдельных участках кривой (5510, 5605 и 5720 м) обусловлены сбоями в работе насосов, что также отражается на кривой давления. В целом по данным ФК разрез рассматриваемой скважины характеризуется как непроницаемый.

Кривая давления на выкиде насосов (на рис. 4 показана кривая приращения давления) также мало дифференцирована и указывает в основном на стабильность работы буровых насосов. Свойства промывочной жидкости при бурении скважины оставались практически постоянными. Скорость проходки не превышала 1-1,5 м/ч и также изменялась в небольшом диапазоне. Не отмечено здесь перспективных пластов-коллекторов и по данным проведенного комплекса промыслово-геофизических и гидродинамических исследований.

На основании полученных данных по скважине было дано отрицательное геофизическое заключение. Аналогичные результаты получены и по второй скважине этой же площади.

В целом исследования, проведенные комплексом усовершенствованных методов геолого-технологического контроля, позволили сделать вывод о бесперспективности изучаемых отложений, что послужило основанием для ликвидации скважин без спуска эксплуатационных колонн и, следовательно, для прекращения разведочного бурения на этой площади.

Таким образом, именно разработка и широкое внедрение более совершенных технических средств и методики получения необходимой геолого-технологической информации будут способствовать эффективному применению методов геолого-технологического контроля при выделении и оценке глубокозалегающих коллекторов в процессе бурения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Боярчук А.Ф., Фурсин С.Г. Возможности метода фильтрационного каротажа при геологическом изучении разрезов глубоких скважин. РНТС. Сер/Бурение, 1981, № 3, с. 18-20.

2. Кереселидзе В.П. Вопросы применения метода окислительно-восстановительного потенциала Eh для выявления нефтегазонасыщенности горных пород. М., ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз., 1978, с. 1-52.

3. Технология выделения и оценки промышленной ценности сложных коллекторов в разрезе глубоких скважин Северо-Восточного Предкавказья по комплексу промыслово-геофизических, гидродинамических и геолого-технологических данных (РД 39-4-573-81). Грозный. СКТБ ПГ, 1981.

Поступила 31/VIII 1982 г.

Рис. 1. Определение характера насыщения по Eh шлама в скв. 116 Ястребиная (а) и 227 Октябрьская (б).

1 - начальная величина Eh шлама (Eh_нач); 2 - то же, конечная (Eh_кон)

Рис. 2. Выделение коллекторов по данным ФК в скв. 84 Хаян-Корт

Рис. 3. Выделение коллекторов по данным механического каротажа в скв. 926 Северо-Малгобекской

Рис. 4. Результаты комплексных геолого-технологических исследований в процессе бурения скв. 1 Северо-Старогрозненской