Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу.

Автор: Тарасова Е.В., ООО «Петровайзер»
Издание: «Каротажник» №10(208) 2011 г.

Принятые сокращения: УВ – углеводороды, ПХГ - подземные хранилища газа, ГТИ геолого-технологические исследования, ГИС - геофизические исследования скважин, ГКПБ – газовый каротаж после бурения, ТВД - термовакуумная дегазация, ЛБА – люминесцентно-битуминологический анализ, СПО – спускоподъемные операции.

Основным методом, позволяющим произвести количественную оценку насыщенности пород непосредственно в процессе бурения, по-прежнему является газовый каротаж. Эффективность интерпретации газового каротажа при качественном его проведении в сочетании с результатами экспресс - исследования шлама, керна и анализов промывочной жидкости достигает 80-95%. Результаты газового каротажа позволяют выявить межскважинные перетоки УВ, обнаружить техногенные залежи УВ, оценить герметичность ПХГ.

Аппаратура газового каротажа, для экспресс-анализов шлама, керна, промывочной жидкости постоянно совершенствуется. Появилась возможность визуального дистанционного контроля работы газоаналитической аппаратуры. Внедряются новые программные комплексы для визуализации данных ГТИ (геолого-технологических исследований), как метрового, так и временного архива (в функции глубин или времени), для интерпретации результатов механического и газового каротажа: выделения и оценки коллекторов по комплексу ГТИ+ГИС.

Несмотря на все вышеизложенное, в последние годы значительно снизилось качество газового каротажа. В первую очередь это объясняется оттоком квалифицированных кадров, снижением заинтересованности исполнителей в результатах труда, невозможностью обучения и повышения квалификации кадров из-за низкой оплаты работы станции ГТИ. Невозможно качественно выполнить исследования, когда расценки на производство работ настолько низкие, что не позволяют обеспечить оплату труда на станции ГТИ более чем одного оператора, который вынужден дежурить круглосуточно.

Для повышения эффективности интерпретации результатов ГТИ, особенно газового каротажа, необходимо помимо «метрового» архива в масштабе глубин обязательно использовать при количественной интерпретации «временные» данные - исходную информацию в масштабе времени.

Компьютеризация сбора и хранения информации ГТИ позволяет значительно упростить процесс количественной интерпретации, опробовать большое количество методик и выбрать оптимальные для изучаемого разреза.

Информация в функции времени предоставляет дополнительные возможности для выделения и оценки коллекторов по газовому каротажу. Это результаты диффузионного газового каротажа (ГКПБ), привязка газовой аномалии к конкретному интервалу глубин после расширки, проработки, наращиваний, перерывов в циркуляции, в процессе промывки, анализ поглощений промывочной жидкости и проявлений флюидов, который невозможно провести без «временных» замеров. Кроме перечисленного наличие исходной информации в функции времени позволяет произвести контроль сформированного архива в функции глубин и пр.

Для оценки выделенных по механическому каротажу перспективных интервалов используется коэффициент контрастности газовой аномалии Ккон, для газосодержащих пластов - остаточная газонасыщенность (Fг) и для нефтегазосодержащих пластов - остаточная нефтегазонасыщенность Fнг, методом базовых треугольников, флюидных коэффициентов, палеткам Пикслера, диаграммам РАГ и пр./1, 2, 3, 4/.

В первом приближении можно использовать литературные критерии оценки коллекторов, однако по мере накопления информации их необходимо уточнять, адаптировать к конкретному разрезу.

Посредством дегазации специально отобранных проб промывочной жидкости на ТВД либо по другой методике и последующего анализа выделившегося газа определяется фактическое газосодержание промывочной жидкости и коэффициент дегазации дегазатора. При интерпретации результатов анализов проб промывочной жидкости необходимо иметь в виду, что для анализа отобрано (проба около 1л) в лучшем случае не более 0.2% объема промывочной жидкости, поступающей из скважины в минуту.

Эффективность газового каротажа резко снижается в случае добавок углеводородов либо масляных компонентов в промывочную жидкость. Имеет большое значение расстояние от устья скважины до места установки дегазатора, вязкость и пр. свойства промывочной жидкости. Не следует переоценивать расчленяющую способность геохимических методов в тонкослоистом разрезе, особенно при высоких скоростях проходки, возможности газового каротажа при определении местоположения газожидкостного контакта, на нефтяных месторождениях с низким газовым фактором. Перед началом и после бурения необходимо производить не менее 1.5-2 цикла промывки скважины для полной очистки забоя от шлама и удаления скапливающегося в стволе газа.

На результатах геохимических исследований отрицательно сказываются УВ добавки в промывочную жидкость, применение растворов на нефтяной основе, полимерные буровые растворы с низким коэффициентом дегазации. Нередко применяются УВ добавки в виде нефтяной ванны при ликвидации прихватов, в качестве смазывающего агента при спуске обсадных колони пр. Примеры искажения информации о насыщении коллекторов на рис. 1, 2, 3.

Рис. 1 Водонасыщенный коллектор. Увеличение содержания тяжелых углеводородов и содержание масляных битумоидов до 4 баллов связано с вводом нефти в буровой раствор

Рис.2 Неясное насыщение. Добавки нефти искажают результаты геохимических исследований 

На рис.2 в интервале 2161-2176м по механическому каротажу и повышению газопоказаний Ккон = ГΣфон = 0.23/0.05 = 4.6 выделяется коллектор с неясным характером насыщения. Повышение относительного содержания тяжелых УВ до 50-60% свидетельствует о наличии в растворе нефти. Добавки нефти искажают результаты геохимических исследований. Низкие значения остаточной нефтегазонасыщенности, интерпретация палеток флюидных коэффициентов (диаграммы Пикслера) (рис.3) и раздельного анализа газа РАГ (рис.4) позволяют сделать вывод о непродуктивности пласта.

Рис.3 Палетка флюидных коэффициентов

Рис.4 Палетка раздельного анализа газа (РАГ)

Для доказательства, что в буровой раствор добавлен компонент, наличие которого искажает результаты газового каротажа и люминесцентно-битуминологического анализа шлама и керна, затрудняет интерпретацию геолого-геохимических исследований можно отобрать пробы промывочной жидкости на входе в скважину, и провести ее люминесцентно - битуминологический анализ (рис. 5) и компонентный состав выделившегося при дегазации газа.

Рис. 5 Результаты ЛБА раствора на входе в скважину, 3 балла МБ (Б)

Результаты газового каротажа в процессе бурения позволяют оценить качественно и количественно каждый выделенный по данным механического каротажа отдельный пласт (рис.6). Анализ временных диаграмм позволяет более точно, чем по расчетному времени отставания, привязать интервалы повышенных газопоказаний к конкретным участкам разреза.

Рис. 6 Выделение и оценка перспективных интервалов разреза по результатам механического и газового каротажа при бурении

Диффузионный каротаж

Помимо газового каротажа в процессе бурения важно оценивать качественно и количественно газопоказания при промывках, после наращиваний и пр. – газовый каротаж после бурения (ГКПБ).

При проводке нескольких поисковых скважин Ставропольского края в соответствии с проектом проводился диффузионный каротаж. Для его проведения после бурения до плановой глубины проводилась промывка, СПО в башмак, тех. отстой от 4 до 10 час, затем промывки в башмаке технической колонны (970м), на промежуточных глубинах (рис.7) и на забое скважины. При достижении проектного забоя (2600м, 2550м) после ГИС, СПО в башмак технической колонны и тех. отстоя более 10 час проведена серия промежуточных промывок в башмаке и при забоях ниже выделенных по комплексу ГИС-ГТИ перспективных интервалов (7 промывок в 1 скважине и 4 - во второй). Параллельно отбирались и анализировались пробы промывочной жидкости.

Наличие информации о расходе промывочной жидкости и конструкции скважины и инструмента позволяет точно привязать каждую газовую аномалию, каждую пробу промывочной жидкости по глубине к конкретным пластам.

В результате этой работы каждый интересующий пласт охарактеризован значениями газопоказаний при разных режимах – при бурении, промывках при различных репрессиях, что позволяет более полно оценить его коллекторские свойства, характер насыщенности и пластовые давления.

Рис.7 Формирование газовых пачек при диффузионном каротаже и бурении интервала 1251-1262м

Косвенное определение пластовых давлений по газовому каротажу при бурении на равновесии (при равенстве забойного и пластового давлений).

При бурении интервала 1286-1287м (рис.8) было зафиксировано увеличение суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси до 33,6%, которое с учетом отставания газа соответствует времени выхода газа из пробуренного интервала 1280-1282м (газ после наращивания).

Рис. 8 Увеличение суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси до 33.6% при бурении интервала 1286-1287м

После последующих наращиваний на глубине 1294м, 1304м, 1314м при бурении было зафиксировано повышение газопоказаний в газовоздушной смеси до 33,1%, 29,76%, 29,1% соответственно, через интервалы времени, которые соответствуют выходу забойных пачек. Следовательно, бурение производилось в условиях равновесия давлений забойного (гидростатического столба жидкости + гидродинамическое давление) и пластового, в результате чего в процессе бурения не наблюдалось избыточного проявления пластового флюида. При СПО и наращиваниях происходило нарушение равновесия давлений в стволе скважины в результате свабирования при движении бурильной колонны вверх, а также из-за снижения давления на пласт при отсутствии гидродинамической составляющей забойного давления. Пластовый флюид порциями поступал в буровой раствор и в процессе промывки выносился на устье через интервалы времени, соответствующие времени отставания.

Рис. 9 Ликвидация проявления, стравливание избыточного давления

При забое 1359м, после промывки на забое, было принято решение сделать контрольный подъем в башмак тех. колонны – 1082м. При промывке в течение 15 минут зафиксировано увеличение суммарного объема бурового раствора на 2м3, падение давления на 7атм (рис.9), повышение газопоказаний в газовоздушной смеси до 5,3%, а также падение плотности бурового раствора от 1,64 до 1,61 г/см3. Началось газопроявление, вследствие чего было принято решение загерметизировать устье превентором. После герметизации устья, при техническом отстое, рост избыточного давления достиг 20-40 атм. Впоследствии с целью ликвидации проявления была произведена промывка с утяжелением бурового раствора через блок дросселирования, до полной ликвидации избыточного давления на манифольде.

Исследования по результатам газового каротажа застойных зон, образующихся при проводке скважин.

При проведении ГТИ на ряде скважин Северного борта Западно-Кубанского прогиба по инициативе Лозгачева И.Е. проведены исследования застойных зон, образующихся при проводке скважин.

Точные измерения объёмов промывочной жидкости, участвующей в циркуляции (по фактическому времени отставания газа по временным диаграммам газового каротажа, контролю с запуском индикатора в скважину) показали, что цикл промывки скважины всегда меньше его теоретической величины, рассчитанной по идеальной геометрии ствола скважины. Замеры производились при промывках скважины на разных глубинах, как в открытом стволе, так и в обсаженном. Пример замера цикла промывки скважины между максимумами значений газопоказаний при первичном и повторных выходах газовой пачки (рис.10).

Рис.10 Пример замера цикла промывки скважины

В результате измерений определено:

  • в открытом стволе – объем промывочной жидкости, участвующий в циркуляции составляет 73-84% общего объема раствора;
  • в обсаженном – объем промывочной жидкости, участвующий в циркуляции составляет 81-90% раствора.

Зависимости изменения этих величин от плотности, вязкости и других параметров промывочной жидкости на данном этапе не исследовались.

В результате анализа застойных зон, образующихся при бурении скважин, подтверждается, что:

  • Застойные зоны всегда присутствуют при бурении скважин утяжелёнными промывочными жидкостями на водной основе, как в открытом стволе, так и в обсаженном.
  • Имеющимися техническими средствами разрушить и вымыть застойные зоны не удалось.
  • Наличие застойных зон, приводит к удорожанию стоимости строительства скважины.
  • Сложность количественного учета объема промывочной жидкости, участвующего в циркуляции, отрицательно влияет на точность технологических расчётов.
  • Отсутствие точных данных по объему промывочной жидкости, участвующей в циркуляции, приводит к переобогащению промывочной жидкости химическими реагентами и, как следствие, увеличению времени промывки скважины с целью выравнивания свойств бурового раствора, а также ошибкам при установке цементных мостов и цементировании потайных колонн.
  • Шламонакопление в застойных зонах приводит к недохождению геофизических приборов до заданной глубины, сложностям при спуске обсадных колонн, закупорке кольцевого пространства.
  • Наличие застойных зон способствует увеличению давления нагнетания при восстановлении циркуляции, приводя к ускоренному износу бурового оборудования и инструмента.

Газовый каротаж, как и ГТИ в целом, переживает тяжелое время. Невозможно качественно выполнить исследования, когда расценки на производство работ остаются низкие. Однако, этот сравнительно недорогой метод исследований дает много важной информации не только о насыщенности выделенных коллекторов.

Результаты газового каротажа позволяют без дополнительных затрат выявить межскважинные перетоки УВ, обнаружить техногенные залежи УВ, оценить герметичность ПХГ, оценить соотношение пластового и забойного давлений, определить долю объема раствора, участвующего в циркуляции и пр.

Специальный отбор и высокоэффективный хроматографический анализ проб промывочной жидкости с целью определения распределения по разрезу и концентрации предельных, непредельных и ароматических УВ позволяют оценить перспективность структур для поисков скоплений УВ.

Автор выражает глубокую признательность всем энтузиастам ГТИ и газового каротажа. Мне повезло работать с прекрасными людьми и специалистами, преданными своему делу. Большое им всем спасибо!

Отдельную благодарность выражаю прекрасному геологу-геохимику Воронину В.Д., знания, опыт и энтузиазм которого помогли научить большое количество технологов и геологов ГТИ методически грамотному проведению газового каротажа и геологической интерпретации результатов ГТИ.

Литература:

  1. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. Новосибирск, 2009
  2. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения М., Недра, 1997
  3. Чекалин Л.М. Газовый каротаж скважин и геологическая интерпретация его результатов. М., Недра, 1965
  4. Черемисинов О. А. Проблемы газометрии скважин. М.: Недра, 1973.