К оглавлению

УДК 550.832.003.13

Эффективность геофизических исследований скважин, пробуренных на промывочных жидкостях с углеводородной основой

П.А. БРОДСКИЙ, В.Ф. КОЗЯР, А.В. СИНЬКОВ (Союзпромгеофизика) Я.Т. СТАЛЕННЫЙ (Ленанефтегазгеология)

В последние годы на многих месторождениях одну или несколько разведочных скважин бурят на промывочных жидкостях (ПЖ) с известково-битумной (ИБР), соляро-битумной или чисто нефтяной основой для определения коэффициентов нефтегазонасыщенности Кнг коллекторов по данным ГИС. В районах со сложными геолого-техническими условиями применяются водонефтяные инвертные эмульсионные растворы (ВИЭР). Дисперсионной средой в них служит углеводородная жидкость, а дисперсной фазой - пресная или минерализованная вода с добавками разнообразных эмульгаторов (кальциевое мыло жирных кислот, эмульгал, украмин и др.). Преимущества ВИЭР по сравнению с ПЖ на водной основе следующие: минимальное изменение естественной проницаемости коллекторов, увеличение выноса керна, сохранность стенок скважин в глинистых, соленосных и рыхлых отложениях, что способствует росту скоростей бурения и сокращению сроков освоения продуктивных скважин.

Относительное препятствие для массового применения жидкостей на углеводородной основе - их неэлектропроводность, что затрудняет изучение коллекторов методами ГИС. Невозможность выполнения при этих ПЖ таких электрических видов исследований, как БКЗ, БМК и БК, исключает использование прямых качественных признаков проникновения фильтратов для выделения коллекторов и определения их эффективных толщин. Однозондовые приборы индукционного (ИК) и диэлектрического (ДК) каротажа не позволяют строго оценивать Кнг коллекторов, так как остаются неизвестными характер и глубина проникновения фильтрата. Бытующее мнение об отсутствии фильтрации ИБР в поровые (гранулярные) коллекторы [2] или о фильтрации только углеводородной фазы из ВИЭР [3 ,5] опровергается результатами опробования пластов. В скважинах, пробуренных на ИБР, в пласты фильтруется углеводородная основа с образованием тонких (первые миллиметры), но плотных и неразрушаемых при спускоподъемных операциях битумных корок и неглубоких зон проникновения. В различных условиях из ВИЭР в поровые коллекторы могут фильтроваться обе фазы - углеводородная основа и диспергированная вода. В высокопроницаемые поровые и трещинные коллекторы ВИЭР проникает целиком с последующим расслоением на углеводородную и водную фазы [1]. Длительность фильтрации и глубина проникновения изменяются в широких пределах в зависимости от содержания в ПЖ коллоидной твердой фазы (глинистые частицы, волокна асбеста и др.) и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).

Затруднения при ГИС для изучения коллекторов, разбуренных на электронепроводящих ПЖ, будут устранены, если частично изменить действующие комплексы исследований. При этом выделение коллекторов и определение их эффективных толщин осуществляют с помощью прямых видов исследований - ГДК и ОПК. Опыт таких работ получен в Ботуобинском НГР. Доля скважин, вскрывших продуктивные терригенные кембрийские и докембрийские отложения на непроводящих ПЖ, увеличилась в районе от нуля (1975 г.) до 60-90% (1981 - 1985 гг.). На отдельных месторождениях, например Вилюйско-Джербинском, Среднеботуобинском (нефтяная залежь), Таас-Юряхском, только единичные скважины пробурены на проводящих ПЖ с водной основой.

В скважинах с непроводящей ПЖ единственным косвенным показателем наличия коллекторов служит граничное значение пористости Кп.гр между проницаемыми и непроницаемыми породами, которое устанавливается по результатам изучения керна и испытаний пластов. Ему соответствуют граничные значения геофизических параметров, отражающих пористость, - интервального времени , плотности  и др. (рис. 1). Однако пористость является необходимой, но недостаточной характеристикой коллекторов. Поэтому выделение их будет однозначным, если по всей толщине пласта измерить аппаратурой ГДК с определенным шагом (например, 0,1-0,4 м) эффективную проницаемость Кпр.эф пород или пластовое давление Рпл. В скважинах, пробуренных на ВИЭР, таким образом удается доказать проницаемость пород (Кпр.эф>2*10-15 м2), обладающих измеренной на образцах керна абсолютной проницаемостью Кпр по воздуху, большей 1*10-16 м2. В скважинах, пробуренных на тех же месторождениях с применением обогащенных КМЦ растворов хлористого натрия (рассолов), вследствие более значительной кольматации коллекторов отличные от нуля значения Кпр.эф измеряют при Кпр>1*10-15 м . По той же причине абсолютные значения Кпр.эф, изменяющиеся от 1*10-16 до 1*10-13 м2 (среднее 15*10-15 м2), в пластах, разбуренных на ВИЭР, снижаются до (1-40)*10-15 м2 при бурении на воде. Более заметное уменьшение их отмечается в уплотненных прослоях, характеризующихся высоким содержанием остаточной воды и кольматацией порового пространства продуктами взаимодействия КМЦ с пластовой водой [1].

Различная подвижность газа, нефти и воды в пластовых условиях и их поступление из соответствующих интервалов в измерительный баллон скважинного прибора при малой глубине зоны проникновения служат основанием для оценки характера насыщенности коллекторов и установления положений контактов между пластовыми флюидами. Используя значения Кпр.эф, вычисленные по данным ГДК при постоянной вязкости флюида, эту задачу удается успешно решить примерно для половины пластов, разбуренных как на ВИЭР (см. рис. 1), так и на рассоле. Более точные данные можно получить, применяя ОПК, обеспечивающий более глубокое (0,2-0,3 м) по сравнению с ГДК дренирование пластов. Во всех пробах, отобранных ОПК в скважинах с ПЖ на нефтяной основе из газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов, содержится определенный объем пластовых флюидов, что облегчает геологическую интерпретацию результатов. Из газонасыщенных интервалов отобраны пробы газа объемом 700-2000 л, превышающим номинальный объем измерительного баллона в 20-140 раз (рис. 2). Пробы из нефтенасыщенных интервалов содержали несколько литров нефти, количество газа в них не превышало 15-20 объемов измерительного баллона даже вблизи ГНК. Из водонасыщенных пластов отбирали до 10 объемов баллона газа, жидкие фазы проб состояли из смеси пластовой воды и фильтрата ПЖ, а иногда вблизи ВНК отмечались пленки либо небольшие количества (до 2 л) нефти.

Присутствие в пробах пластовых флюидов указывает на характер насыщенности коллекторов. Контрастность выделения межфлюидных контактов, затушеванная выравниванием вблизи них объемов отбираемых флюидов, повышается, если использовать для этой цели отношения объемов флюидов (Vг, Vн, Vв) к объему жидкой фазы Vж, а также данные о суммарном содержании УВ и их качественном составе в пробах - относительной концентрации метана С1, пропана С2 и бутана С3 (см. рис. 2). Критические значения и диапазоны перекрытия этих величин на нефтегазовых месторождениях района установлены с помощью кумулятивных кривых для газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов. Достоверность выделения ГНК по данным ОПК приближается к 100 %, ВНК - к 70-90 %. Положение ВНК легко уточнить по кривым ИК. Проводимость нефтегазонасыщенных пород по крайней мере в 3 раза меньше проводимости водонасыщенных (см. рис. 1).

Коэффициенты пористости Кп кварцево-полевошпатовых песчаников и алевролитов, сцементированных глинистым, доломитовым и галитовым цементом и разбуренных на разных ПЖ, определяли по данным АК с использованием парных петрофизических зависимостей типа керн-керн и керн-ГИС. Преимущество последней - учет в неявном виде влияния третьих факторов, т.е. типа цемента, текстуры пород, их насыщенности и характера ПЖ, а недостаток - необходимость высокого (более 70 %) выноса керна из многих пластопересечений для построения эталонной зависимости. Зависимость керн-керн может быть построена при любом выносе керна, однако для этого требуется учет влияния перечисленных факторов на измеряемые значения .

При пористости меньше 13 % оба типа зависимостей удовлетворительно согласуются. В диапазоне значений Кп 13-19 % по зависимости керн-ГИС при тех же значениях  определены меньшие величины пористости, чем по зависимости керн-керн. Очевидно, в этом проявляется уменьшение выноса керна из наиболее пористых разностей песчаников, так как только в 29 пластовых пересечениях из проанализированных 86 вынос керна достигал 70 %.

Значения Кп низкопористых песчаников и алевролитов (среднее Кп ~14 %), найденные по данным АК, свидетельствуют о практически незаметном влиянии газо- и нефтенасыщенности пород и типа применяемой ПЖ на определяемый параметр. Эти данные согласуются с выводами о независимости результатов определений Кп низкопористых (Кп<15 %) пород от характера их насыщенности [6] и, следовательно, от свойств фильтрата ПЖ. Для высокопористых пород, разбуренных на ПЖ с углеводородной основой, убедительные статистические материалы отсутствуют.

Оценка Кнг выполнена с помощью статистических зависимостей между относительным сопротивлением Р и Кп пород и коэффициентами увеличения сопротивления Рн и водонасыщенности Кв. Для основных продуктивных горизонтов района первые из них установлены при термобарических условиях, аналогичных пластовым, вторые - при атмосферном давлении и комнатной температуре [6]. Трудности определения Кнг коллекторов, разбуренных на различных ПЖ, связаны с достоверностью нахождения удельного сопротивления  частей пластов, не затронутых проникновением. В условиях АНПД, характерных для основных продуктивных отложений района, рассчитанные размеры зон проникновения при бурении на рассоле превышают глубинность исследований всех измерительных зондов электрического каротажа. Для пластов толщиной более 6 м кривые зондирования БКЗ доходят до точки максимума, что позволяет получить сведения о  и зафиксировать неоднородное строение зон проникнове--ния по вертикали, когда наиболее глубокое проникновение происходит по тонким высокопроницаемым слоям. Установленная по БКЗ средняя глубина проникновения не превышает восьми диаметров скважины. При бурении на ВИЭР и ИБР она оценивается по данным ОПК. Значительные притоки пластовых флюидов в измерительный баллон из зоны дренирования, глубина которой при пористости пород 10-20 % не превышает 0,3 м, свидетельствуют, что дренированием затронуты удаленные от стенок скважины участки пластов, лишенные проникновения. На малые размеры зоны проникновения в пластах, разбуренных на ИБР, указывает также влияние газа на показания НГК. Следовательно, измерения  единичными зондами ИК отражают сопротивление пластов, не затронутых проникновением.

Для всех пластов, разбуренных на рассоле, наиболее низкие значения Кнг установлены по материалам БК (рис 3, a), глубинность которого находится в пределах зон проникновения. Несколько более высокие (в среднем на 6 %) значения Кнг определены по данным БКЗ (см. рис. 3, б), обладающего большей глубинностью. Наиболее полно отражают материалы ИК в скважинах, пробуренных на ВИЭР (см. рис. 3, в). Полученные в таких скважинах значения Кнг близки к Кнг, найденным по ИК и керну в скважине, пробуренной на ИБР. В сопоставимых условиях (на 4 м выше ВНК за пределами переходной зоны) средние значения Кнг, установленные по ИК в пробуренных на ВИЭР скважинах, на 1,5- 2 % ниже Кнг пластов, пройденных на ИБР. В скважине, пробуренной на проводящей полимерной алюмосиликатной ПЖ, также характеризующейся неглубоким проникновением фильтрата, по данным БКЗ получены еще более высокие значения Кнг (см. рис. 3, б). Занижение их в пластах, вскрытых на ВИЭР, свидетельствует о небольшом, но систематическом проникновении в коллекторы ВИЭР или его водной фазы и их влиянии на величины .

Таким образом, в скважинах с неэлектропроводными жидкостями сокращенный комплекс ГИС, включающий кавернометрию, ИК, АК ГК, НГК, ГДК, ОПК, а в случае неоднозначной интерпретации - также отбор образцов пород сверлящим керноотборником [4], позволяет определять все параметры коллекторов, необходимые для оперативного испытания пластов и подсчета запасов нефти и газа. В условиях неглубоких зон проникновения включение в комплекс прямых видов исследований (ГДК и ОПК) повышает надежность и достоверность оценки эффективных толщин коллекторов, положений межфлюидных контактов и Кнг сложно построенных коллекторов. Одновременно с повышением эффективности ГИС при сокращении их комплекса уменьшились затраты средств и времени на их проведение. В 1981-1985 гг. ГИС занимали 5,64-7,32 % времени бурения скважин, а удельные затраты на них составили 3,2-4,4 % стоимости бурения. На исследование 100 м продуктивного разреза требовалось (в разные годы) 7,9-9,2 ч. При этом эффективность геофизических заключений возросла с 66 % (1977 г. - первый год, с которого начаты систематические определения ее по одной и той же методике) до 94 % (1985 г.).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Артамонов В.Ю., Коновалов Е.А., Афонин В.Н. Влияние буровых растворов на фильтрационные свойства газонасыщенных коллекторов.- Газовая промышленность, 1984, № 7, с. 20-22.

2.      Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.

3.      Влияние промывочной жидкости с углеводородной основой на показания промыслово-геофизических методов исследования скважин. / Г.А. Шнурман, А.Ф. Боярчук, А.Л. Брайловский и др.- Геология нефти и газа, 1984, № 12, с. 43-47.

4.      Козяр В.Ф., Синьков А.В., Сталенный Я.Т. Применение сверлящих керноотборников для изучения сложно построенных разрезов.- Геология нефти и газа. 1986, № 1, с. 44-48.

5.      Методические рекомендации по проведению геолого-геофизических исследований скважин, бурящихся на растворах с нефтяной основой / А.В. Ручкин, Н.Н. Данилова, В.Г. Фоменко и др. М., ВНИИЯГГ, 1981.

6.      Рекомендации по методике геофизических исследований скважин и геологической интерпретации материалов для нефтегазоносных районов Восточной Сибири / А.В. Бубнов, В.Ф. Козяр, Ю.В. Николаенко и др. Калинин, ВНИГИК, 1984.

 

Рис. 1. Выделение и количественная оценка по материалам ГИС коллекторов, разбуренных на водонефтяной инвертной эмульсин (скв. 89 Среднеботуобинского месторождения).

Породы: 1 - доломиты, 2 - песчаники, 3 - аргиллиты; коллекторы: 4 - газо-, 5 - нефте-, 6 - водонасыщенные; 7 - приток из ствола скважины; 8 - притока не получено

 

Рис. 2. Диапазоны изменения объемов пластовых флюидов и состава УB в пробах ОПК, отобранных в приконтактных интервалах разрезов скважин, пробуренных на ВИЭР (заштрихованы зоны неоднозначности)

 

Рис. 3. Графики изменения Кнг по данным БК (а), БКЗ (б) и ИК (в) в зависимости от типа промывочной жидкости и удаления (DН) исследуемых прослоев от ВНК.

Прослои: 1 - газо-, 2 - нефтенасыщенные; те же прослои, разбуренные на: 3 - полимерной алюмосиликатной ПЖ. 4-ИБР