Тонкослоистые пласты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 1

основы

1.1. ТЕРМИНОЛОГИЯ

Как и большинство других специальностей, нефтегазовое дело изоби­

лyeT профессиональными терминами. Поэтому целесообразно сначала объяснить значение некоторых базовых терминов.

При разработке нефтяных и газовых месторождений строят геологи­

ческие и гидродинамические модели залежей. Геологические модели ис­

пользуются для описания и количественной оценки резервуара до начала разработки месторождения. Поэтому основными параметрами, опреде­

ляемыми с помощью таких моделей, являются:

• STOIIP (stock tank oil initially in place) - начальные геологические за­

пасы нефти, приведенные к стандартным условиям. Обычно измеря­ ются в миллионах баррелей или кубических метров.

• GIIP (gas initially in place) - начальные геологические запасы газа. Обычно измеряются в миллиардах кубических футов или кубических

метров.

• GBV (gross bulk volume) - полный объем породы в залежи углеводо­

родов.

• NPV (net pore volume) - поровый объем, поровое пространство за­

лежи.

• HepV (hydrocarbon pore volume) - поровый объем залежи, занимае­

мый углеводородами.

•Ф - коэффициент пористости; доля объема пласта, занятая флюидами.

•k - коэффициент проницаемости. Обычно выражается в миллидарси

или квадратных микрометрах.

•Sw - воДонасыщенность; доля объема пор породы, занятая водой.

•SI, - нефтегазонасыщенность; доля объема пор породы, занятая угле­

водородами.

vk.com/club1526850502	| vk.com/id446425943
ПраЮnllЧССКUС аспекты гСОф1l3UЧССКUХ llсслсдова/-tUй. (ква.ЩUIl
• FWL (tree water level) -	уровень свободной воды; глубина, на которой

капиллярное давление в порах пласта равно нулю; фактически это глу­ бина, ниже которой извлекаемых углеводородов нет.

• HWC (hydrocarbon/water contact) - водоуглеводородный контакт; глу­

бина, ниже которой в интервале, вскрытом скважиной, находится во­ доносная зона пласта. В частности, различают воДонефтяной контакт (ВНК) и газоводяной контакт (ГВК).

• GOC (gas oil contact) - газонефтяной контакт (ГНК); глубина, ниже

которой пластовый газ растворен в нефти.

•Полная толщина пласта - суммарная толщина пласта, вскрытого скважиной.

•Эффективная толщина пласта - часть полной толщины пласта, пред­

ставленная породой, пористость которой превышает определенную

граничную величину.

•Работающая толщина - часть эффективной толщины пласта, из кото­

рой отмечается приток углеводородов в данную скважину.

Из-за неизбежных неопределенностей параметров, используемых для

оценки начальных геологических запасов нефти или газа, геологи обычно

разрабатывают вероятностные модели, в которых все параметры можно варьировать с использованием вероятностных функций, задавая низкие,

ожидаемые и высокие значения. После этого можно проанализировать

полученные геологические модели статистическими методами с целью

получения величин, необходимых для последующего экономического

анализа:

•Р50: величина начальных геологических запасов, при которой сущест­ вует 50-процентная вероятность того, что ее истинное значение будет

либо больше, либо меньше.

•Р'5: величина начальных геологических запасов, при которой сущест­

вует лишь 15-процентная вероятность того, что ее истинное значение

будет больше. Часто этот вариант называют оптимистическим.

•PHS: величина начальных геологических запасов, при которой сущес­

твует 85-процентная вероятность того, что истинное значение будет

больше. Часто этот вариант называют пессимистическим.

•Ожидаемая величина: запасы, полученные путем умножения интег­

рала от функции плотности вероятности для начальных геологичес­

ких запасов на значение начальных геологических запасов. Для случая

симметричного распределения оно будет равно значению PSO '

Аналогичная терминология используется и по отношению к началь­

ным геологическим запасам газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	3
()сновы

Чтобы спрогнозировать, какое копичество yгneBoдopoДOB фактически может быть добыто на месторождении (извпекаемые запасы), необходи­ мо построить гидродинамическую модепь месторождения. С помощью этой модепи можно прогнозировать динамику добычи дпя отдепьных

скважин при разпичных вариантах разработки. Здесь требуется допоп­

нитепьная терминопогия:

•Извпекаемые запасы - та часть начапьных геопогических запасов не­

фти ипи газа, которая фактически может быть добыта при данном ва­ рианте разработки. Нефтяные компании имеют собственные системы кпассификации запасов в зависимости от того, в какой степени они

могут считаться доказанными и доступными дпя разработки сква­ жинами. Часто испопьзуются такие термины, как доказанные запасы

(proven reserves), освоенные запасы (developed reserves), nерсnективные запасы (scope for recovery reserves), вероятные запасы (probable reserves)

и возможные запасы (possible reserves).

•Остаточные запасы - та часть извпекаемых запасов, которая еще не

добыта.

•Накоппенная добыча - добытая часть извпекаемых запасов.

•UR (ultimate гесоуегу) - предепьная добыча; попный объем извпекае­

мых запасов, который будет добыт до момента прекращения эксппуа­

тации месторождения.

• NPV (net present value) - чистая приведенная стоимость; будущая

промышпенная стоимость месторождения с учетом всех будущих те­

кущих затрат и доходов.

• RF (recovery factor) - коэффициент извпечения; отношение извпекае­ мых запасов к начапьным геопогическим запасам нефти ипи газа.

•Во - объемный коэффициент нефти; коэффициент, испопьзуемый дпя приведения объема ппастовой нефти к поверхностным (стандартным)

усповиям. Анапогичный коэффициент Bg вводится и дпя газа.

Дпя добычи yгneBoдopoДOB нужны скважины и опредепенная страте­ гия разработки месторождения. Эта стратегия, как правипо, отражается в проекте разработки месторождения, содержащем детапьное описание

месторождения и ппаны его будущей разработки.

Поспе утверждения проекта разработки месторождения разрабатыва­ ется программа бурения скважин, содержащая информацию о предпага­ емых местах запожения скважин, их траекториях и затратах на бурение, прогнозные геопогические данные и требования к сбору информации

при разбуривании месторождения. Ропь петрофизиков* в подготовке программы бурения состоит в том, чтобы опредепить, какие геофизичес­ кие исспедования необходимо выпопнить в разпичных интервапах ство­

па скважин.

* Термин <<петрофизики» соответствует отечественному <<промысловые геофизики».

vk.com/club1526850504 ас| m:vkкm.ыcom/id446425943('софUJU1ft'СКlIХ исследований сквШIШ11

lJpllKmulfCCKU('

1.2. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Ниже приводится перечень и поясняется назначение основных мето­

дов геофизических исследований скважин (ГИС).

1.2.1. Каротаж в процессе бурения (LWD)

Традиционно петрофизики использовали приборы, спускаемые в сква­ жину на кабеле лебедкой. Однако прогресс в технологии бурения и ГИС сделал возможным сбор каротажных данных с помощью скважинных устройств, входящих в компоновку бурильной колонны. Эти устройства

позволяют передавать данные на поверхность в режиме реального вре­

мени или сохранять их в памяти прибора, откуда они могут быть счита­ ны после извлечения прибора на поверхность. Использование устройств

каротажа в процессе бурения усложняет процесс бурения и увеличивает

издержки. Однако их использование может быть целесообразно, когда:

•Необходимо получать информацию в режиме реального времени для

оперативных целей, таких как изменение траектории долота (напри­

мер, для проводки горизонтального участка ствола) в разбуриваемом

пласте или определение момента достижения кровли пласта, интерва­

ла отбора керна и (или) глубины спуска обсадной колонны.

•Необходимо получить данные прежде, чем будет произведена промыв­

ка скважины или произойдет фильтрация бурового раствора в пласт.

•Необходимо сохранить данные, если существует опасность потери

скважины.

•Профиль ствола таков, что спуск прибора на кабеле в скважину невоз­

можен (например, в горизонтальных скважинах).

Данные каротажа в процессе бурения могут сохраняться в памяти скважинных приборов и извлекаться из нее лишь после подъема этих приборов на поверхность и (или) передаваться в режиме реального вре­ мени в виде импульсов давления, распространяющихся по столбу бу­

рового раствора. При обычной работе используют оба варианта сбора

данных. После извлечения прибора из скважины данные, содержащиеся

в его памяти, дополняют или заменяют импульсные данные. Однако су­

ществуют факторы, которые могут ограничить возможность полноцен-

ного использования этих вариантов сбора данных. К ним относятся:

•Режим бурения. Данные могут передаваться в виде импульсов давле­

ния только тогда, когда бурильная колонна заполнена циркулирующим через нее буровым раствором.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	5
()О/()8Ы

•IIродолжительнось работы батареи. Скважинные приборы могут ра­

ботать в режиме запоминания данных не более 40-90 часов, в зависи­ мости от энергопотребления используемых приборов.

•Объем памяти. Объем памяти большинства приборов каротажа в про­

цессе бурения ограничен несколькими мегабайтами. После переполне­

ния памяти запись продолжается с затиранием собранных ранее дан­

ных. В зависимости от того, по скольким параметрам осуществляется запись, память может полностью заполниться за 20-120 часов.

•Неисправность прибора. Нередко происходят повреждения приборов,

вследствие которых становится невозможной передача данных на по­

верхность и (или) запись их в память.

Некоторые записанные данные могут быть полезны, только если сква­

жинный прибор во время бурения вращается, что не всегда происходит при использовании забойного двигателя для направленного бурения. В таких ситуациях петрофизик может потребовать у буровиков провес­

ти повторный сбор данных в определенных интервалах с вращениием

колонны (при проработке ствола). Это может также потребоваться, если высокая скорость проходки повлияла на точность приборов, осущест­ вляющих запись статистических данных (например, плотностных или нейтронных зондов), или на интервал записи данных для приборов, сра­

батывающих через фиксированные промежутки времени.

Другой важный момент, который необходимо учитывать при рабо­ те с приборами для каротажа в процессе бурения, - насколько близко

к долоту могут они располагаться в бурильной колонне. Очевидно, что, с точки зрения петрофизика, чем ближе они находятся к долоту, тем луч­

шe. Однако размещение приборов в бурильной колонне влияет на уп­

равление траекторией долота и достижение высокой скорости проходки, И поэтому возможности размещения зондов ограничены. При карота­

же в процессе бурения, как правило, могут быть получены следующие

данные:

• Гамма-каротаж (ГК): определение уровня естественного гамма-излуче­

ния пород.

• Плотностной каротаж: облучение горных пород от гамма-источника

ирегистрация детектором плотности потока комптоновского рассе­

яния гамма-излучения на электронах элементов, входящих в состав

этих пород. Результаты этих измерений используются для определения плотности пород. При этих исследованиях может также регистриро­

ваться фотоэлектрический эффект.

•Нейтронный каротаж: облучение породы потоком быстрых нейтронов

и регистрация гамма-излучения, испускаемого вследствие захвата по­

родой тепловых и надтепловых нейтронов. Измеряемый в результате

vk.com/club1526850506 ПракmU11fскuе |аОIf:'vkКН.1com/id446425943Ы гСОфIl3U 1tt!СКllХ llсследовtlllllll CK61l)/t"lIH

водородный индекс пород используется для определения пористости

пород.

• Акустический каротаж: определение времени пробега в породе aKYC~

тической волны.

•Индукционный каротаж: возбуждение в породе переменного электро~

магнитного поля, измерение ЭДС, индуцированной вызванными им

вихревыми токами, и определение удельного сопротивления породы

на различных радиусах исследования.

Некоторые подрядчики проводят гaMMa~, плотностной и нейтронный

каротаж в процессе бурения по отдельности, в различных квадрантах ce~

чения ствола, и представляют результаты в виде кривых, отличающихся

направлением оси (влево, вправо, вверх, вниз). Эти данные могут OKa~

заться чрезвычайно полезными при проводке горизонтальных скважин,

где очень важно определить степень близости границ соседнего пласта, прежде чем они фактически будут пересечены. Данные по удельному co~ противлению пласта могут быть также представлены в виде «фотогра~ фИи» удельного сопротивления по всей окружности ствола скважины, по

которой можно определить угол падения пласта, а также его трещинова~ тость/кавернозность.

Другие методы каротажа в процессе бурения, которые разрабатывают~ ся в настоящее время, используют ядерный магнитный резонанс (ямр),

пластовое давление и поперечные акустические волны.

1.2.2. Кабельный каротаж необсаженной скважины

По завершении бурения участка скважины инструмент извлекается на поверхность, и в этот момент, пока скважина не закреплена обсадными трубами или не законсервирована, появляется возможность каротажа необсаженной скважины с помощью зонда, спускаемого на каротажном кабеле или на бурильной колонне. Для этого используются кабельные MO~ дификации описанных выше каротажных зондов для измерений в про~ цессе бурения, а также следующие дополнительные средства каротажа:

•Интегральный гамма~зонд. Этот прибор измеряет уровень eCTeCTBeH~ ной радиоактивности пласта. Он особенно полезен, когда необходимо

отличить песчаные и глинистые породы в терригенном разрезе.

•Гамма~спектрометр. Этот прибор работает по тому же принципу, что

и прибор для измерения уровня естественной радиоактивности. При

этом он разделяет регистрируемые гaMMa~KBaHTЫ на три энергетичес~

кие группы, позволяющие определить относительный вклад в излуче~

ние от (1) урана, (2) калия и (3) тория. Как описано далее в настоящей

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	7
ОС/швы

книге, эти данные можно использовать для определения содержания

впласте определенных минералов.

•Зонд для измерения потенциала самопроизвольной поляризации (ПС).

Этот прибор измеряет разность потенциалов, возникающую естествен­ HыM путем, когда фильтрат бурового раствора определенной минера­

лизации проникает в пласт, содержащий воду другой минерализации.

Он может использоваться для оценки глубины проникновения филь­ трата бурового раствора в пласт и в некоторых случаях - для оценки

минерализации пластовой воды.

•Каверномер. Этот прибор измеряет геометрию скважины с помощью

двух или четырех мерных рычагов. Он измеряет диаметр либо по боль­ шой оси, либо по большой и малой осям.

•Плотностной зонд. Кабельная версия этого прибора обычно комп­

лектуется более мощным источником, чем его аналог для измерений

впроцессе бурения. Кроме того, кабельный плотностной зонд может

записывать кривую фотоэффекта, полезную при работе в отложениях

сложного литологического состава.

•Нейтронный зонд. На сегодняшний день наиболее распространены приборы, содержащие детекторы тепловых нейтронов. Однако при­ боры нового поколения зачастую содержат детекторы надтепловых

нейтронов (дающие то преимущество, что показания зонда в меньшей

степени зависят от минерализации пластовой воды). В них чаще ис­

пользуются нейтронные генераторы минитронного типа, чем химичес­

кие источники.

•Прибор для измерения полного сейсмоакустического сигнала. В допол­

нение к обычно измеряемой скорости продольной волны (Vp) пласта

современные устройства могут измерять скорость поперечной волны,

скорость волн Стоунли И различные другие звуковые волны внутри

ствола скважины, на его стенках и в пласте.

• Приборы для измерения удельного сопротивления. Эти приборы под­

разделяются на две основные категории: электрического и индукци-

0HHoгo каротажа. Приборы электрического каротажа содержат пита­

ющие электроды, на которые подается ток низкой частоты (поэтому они применяются в скважинах, заполненных буровым раствором на водной основе), и измерительные электроды, включенные на вход из­ мерителя разности потенциалов. Приборы индукционного каротажа

содержат первичные катушки для наведения внутри пласта вихревых

токов и набор вторичных катушек для измерения магнитных полей,

возникающих под действием этих токов. Поскольку они работают на высоких частотах, их можно использовать в скважинах с буровым рас­ твором на нефтяной основе. Приборы сконструированы таким обра­

зом, чтобы можно было варьировать радиус исследования пласта. Чем

vk.com/club1526850508 Практuчсскuс |аспектыvk.com/id446425943геОфU311tНХКUХ исследований СКtШ.ЖllН

меньше радиус исследования, тем выше вертикальная разрешающая

способность этих приборов.

• Приборы для измерения микросопротивления пласта. Эти приборы

предназначены для измерения сопротивления пласта в зоне проник­

новения фильтрата бурового раствора вблизи стенки ствола скважи­ ны. Они функционируют на токе низкой частоты, поэтому не подходят

для работы с буровыми растворами на нефтяной основе. Предназна­

чены для оценки насыщения зоны проникновения и для выявления

тонкого переслаивания пород, которую приборы с большим радиусом исследования не фиксируют ввиду недостаточной разрешающей спо­

собности.

•Скважинные сканеры. Эти приборы работают либо на акустическом

принципе, либо на принципе электрического сопротивления и предна­ значены для построения изображения стенки ствола скважины, кото­

рое может использоваться для определения угла падения пласта, а так­

же его трещиноватости/кавернозности.

•Устройства для измерения пластового давления и отбора проб. В от­

личие от вышеперечисленных устройств, проводящих измерения по

всему заданному интервалу, опробователи предназначены для изме­

рения пластового давления и (или) отбора проб в отдельных точках исследуемого разреза. Находясь в режиме отбора проб, такое устройс­

тво вдавливает щуп-пробник сквозь глинистую корку в стенку пласта. Анализируя флюиды и давления по мере наполнения приемных камер

такого устройства, можно определить истинное пластовое давление

(независимо от давления бурового раствора). Если требуется только

измерение давления, используются камеры малого размера и пробы

не отбираются. Для отбора проб флюидов из пласта используются

большие камеры (обычно 2% и 6 галл), которые герметизируются для

проведения анализа отобранных проб на поверхности. Для испытания отдельных интервалов пласта в некоторых приборах используется па­

керная компоновка и имеются различные дополнительные модули для

измерения параметров флюида, отбираемого из скважины.

•Стреляющий боковой грунтонос. Это прибор взрывного типа, стреля­

ющий в стенку ствола скважины снарядом для отбора образцов гор­ ных пород (бойком с полым наконечником), извлекаемым с помощью

тросика, связывающего боек с корпусом грунтоноса. Этот прибор рас­ считан на 52 выстрела, и он, как правило, используется с целью отбора образцов для лабораторного анализа.

•Сверлящий боковой грунтонос. Это современная версия устройства для бокового колонкового бурения. Вместо стреляющего устройства

используется механизм для высверливания образца из стенки ствола

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	9
()сновы

скважины, что способствует сохранению структуры породы для пос­ ледующих лабораторных анализов.

8Прибор ядерного магнитного каротажа (ЯМР). Эти приборы измеряют время релаксации водорода в пласте (TI и Т2). Их принцип действия и область применения описаны в главе 5.

8 Прибор вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Этот прибор генерирует на поверхности сейсмические сигналы и с помо­

щью гидрофона или закрепленного трехмерного сейсмографа регист­

рирует приходящие акустические сигналы на определенных глубинах

в скважине. Полученные данные могут использоваться для построе­

ния с высоким разрешением картины локального сейсмического об­

раза пласта в районе скважины. Если регистрируются только первые вступления, этот вид исследования, как правило, носит название сей­ смокаротажа. Методы ВСП и сейсмокаротажа пригодны также и для

обсаженных скважин.

1.2.3. Кабельный каротаж обсаженной скважины

Когда скважина обсажена, закончена и готова к эксплуатации, в целях мониторинга могут быть использованы определенные дополнительные

типы каротажных зондов. К этим зондам относятся;

8 Прибор для каротажа по тепловым нейтронам (therma! decay too!, TDT). Этот нейтронный прибор работает по тому же принципу, что

и нейтронный зонд, определяющий пористость, то есть измеряет уро­

вень гамма-излучения, возникающего при захвате пластом тепловых

нейтронов. Однако вместо измерения водородного индекса (HI) такие

приборы специально предназначены для измерения сечения захвата нейтронов, которое, главным образом, зависит от количества присутс­

твующего в минерализованной пластовой воде хлора. Поэтому если минерализация пластовой воды точно известна, то наряду с пористос­

тью может быть определена и величина водонасыщенности породы

(5",). Прибор особенно полезен в режиме периодического наблюдения

за изменением насыщения, поскольку многие неизвестные, определя­

емые свойствами ствола скважины и пласта, могут быть при этом ис­

ключены.

8Прибор для гамма-спектроскопического каротажа (gamma ray spectroscopy too!, GST). Данный прибор работает по тому же самому при­

нципу, что И плотностной зонд, с той лишь разницей, что посредством

измерения вкладов различных энергетических групп регистрируемого

детекторами гамма-излучения можно определить относительное со­

держание в пласте различных химических элементов. В частности, на

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
10	J1ракmuческuе аспекты геофизuческих исследовании скважин

основании измеренного относительного содержания углерода и кисло­

рода (независимых от минерализации) можно получить величину Sw'

•Расходомер. Этот прибор, использующий в своей работе вертушку, не измеряет никаких свойств пласта, однако он способен определять до­

лю потока флюидов, поступающую из различных интервалов пласта.

•Цементомер. Этот прибор используется для оценки качества сцепле­

ния цемента с обсадной колонной и пластом. Он также может работать

в круговом режиме, когда изображение, по которому можно судить

о качестве сцепления цемента, получают по всей окружности ствола скважины. Качество цементирования колонны может оказывать влия­

Hиe на показания других приборов каротажа, таких как ТОТ или GST

•Локатор муфтовых соединений обсадных труб (casing соllаг locator, CCL). Это устройство используется для определения положения соеди­ нительных муфт обсадной колонны и перфорированных интервалов

в скважине. Результаты исследования представляются в виде линии, на которой в местах изменения толщины стали регистрируются «пикИ».

1.2.4. Каротаж со спуском приборов на трубах

в случаях, когда отклонение забоя скважины от вертикали или угол

искривления ствола скважины таковы, что традиционный спуск каро­

тажных приборов на кабеле невозможен, их обычно спускают на буриль­

ной колонне. В сущности, этот метод не отличается от традиционного

каротажа. Однако ряд важных особенностей здесь все же имеется. Пос­ кольку каротажные приборы необходимо обеспечивать электропитани­ ем, после спуска их на требуемую глубину производят спуск в скважину

и проталкивание закачиваемой жидкостью специального соединитель­

ного устройства (называемого мокрым контактом (wet-connect)) для соединения кабеля с приборами. В бурильную колонну устанавливается

устройство бокового ввода (side-entry sub, SES) дЛЯ пропуска кабеля из

внутреннего пространства колонны в скважину. После этого компоновка

опускается до самой глубокой отметки, откуда начинается каротаж. По­

ка скважинный прибор находится на поверхности, устройство бокового ввода не устанавливают. Это позволяет сэкономить время при спуске (к

тому же, обеспечив возможность вращения бурильной колонны) и пре­ дотвратить выход кабеля в затрубное пространство ниже башмака пос­ ледней обсадной колонны. Если необсаженная часть скважины длиннее, чем обсаженная, каротаж потребуется проводить, по меньшей мере, в два этапа, в связи с необходимостью демонтажа и переустановки устройства

бокового ввода в колонну. С учетом затрат времени на эксплуатацию бу­ ровой установки, каротаж со спуском приборов на трубах дорог и, как