Роснефть: Перспективы оценки насыщенности коллекторов в процессе бурения боковых и горизонтальных стволов скважин по данным флюидных коэффициентов газокаротажа ГТИ (на примере Советского месторождения нефти)

Авторы: Р.Р. Миникеев, ООО «Петровайзер», Д.Е. Голубков, ОАО «НК «Роснефть»

Введение

Основным направлением развития современной нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности извлечения запасов месторождений нефти на поздней стадии разработки. Одним из способов повышения эффективности является бурение боковых и горизонтальных стволов скважин и комплексная интерпретация геофизических и геолого-технологических данных.

Впервые идея использования данных газосодержания бурового раствора при бурении скважин для выявления нефтегазонасыщенности разреза была высказана в 1933 г. В.А.Соколовым и М.В.Абрамовичем. Внедрение в практику хроматографии газов В.А.Соколовым, А.М.Туркельтаубом и В.А.Жуковицким было осуществлено в 1951-1955гг. ГТИ появилось только в 60-х годах, являясь попыткой расширить комплекс геохимических исследований путем измерений технологических параметров в процессе бурения [1]. В настоящее время данные ГТИ активно используются многими нефтяными компаниями, в том числе на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» в режиме on-line при проводке горизонтальных стволов скважин.

Газовый каротаж

Результаты газового каротажа, как типа геофизического метода, позволяют дать количественную оценку газонефтенасыщенности пластов по изменению содержания различных углеводородов в буровом растворе по сравнению с фоновыми значениями.

С целью повышения эффективности интерпретации результатов газового каротажа ГТИ, необходимо использовать данные как в функции глубин, так и времени. Наличие исходной информации в функции времени позволяет произвести контроль сформированного архива в функции глубин и проанализировать газопоказания после бурения.

Использование информации в масштабе глубин – при проводке скважины в процессе бурения.

Использование информации в масштабе времени:
» данные газового каротажа после бурения (диффузионного каротажа);

» привязка газовой аномалии к конкретному интервалу глубин после рас-ширки, проработки, наращиваний, перерывов в циркуляции, в процессе промывки;

» анализ поглощений промывочной жидкости и проявлений флюидов [2].

Геолого-технологические исследования, телеметрические исследования с применением азимутальных методов каротажа и синтетический каротаж являются основой для принятия решений  при проводке боковых и горизонтальных стволов скважин. Количественная оценка продуктивности коллектора непосредственно в процессе бурения основывается в том числе и на результатах газового каротажа. Существует целый ряд факторов, от которых зависит отмечаемое количество газа на устье. Это следующие факторы:

» тип и свойства бурового раствора и добавок;

» геологические условия района исследования;

» особенности технологии бурения;

» состав и качество газоаналитического оборудования.

Рассмотрим возможности использования данных ГТИ при проводке скважин на Советском месторождении (ОАО «Томскнефть» ВНК).

Месторождение расположено на территории Томской и Тюменской областей, открыто в 1962г., в разработку введено в 1966г. Основной объем начальных геологических запасов нефти содержится в продуктивном горизонте АВ1. По геологическому строению месторождение относится к сложным, что обусловлено многопластовостью и макронеоднородностью строения продуктивных пластов. В разрезе верхней половины объекта АВ1 выявились повышенные глинистость и текстурные особенности, что в промысловой практике именуется «рябчиком». За счет этого повышается степень неоднородности нефтенасыщенной части коллекторов и ухудшаются процессы гидродинамического вытеснения в целом.

Одним из основных источников информации, получаемой при бурении горизонтальных и боковых стволов скважин на Советском месторождении, является механический и газовый каротаж ГТИ. Оцениваются выделенные по механическому каротажу  и комплексу обязательных геологических исследований (описание и анализ шлама, карбонатометрия, ЛБА, анализ пористости и плотности, измерение газосодержания) продуктивные пласты с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. При этом используют:

» коэффициент остаточной газонасыщенности (Fг) для газосодержащих пластов, коэффициент остаточной  нефтегазонасыщенности (Fнг) для нефтегазосодержащих пластов;

» методы базовых треугольников;

» методы флюидных коэффициентов;

» палетки Пикслера;

» диаграммы РАГ и пр. [3].

В работе использованы методы флюидных коэффициентов.

За период времени июнь 2013 – июнь 2014 проанализированы данные ГТИ по 20 скважинам Советского месторождения с использованием программного комплекса «ПС КиУСС» (разработчик программного обеспечения – ООО «Петровайзер»).

При интерпретации использованы основные применяемые в мировой практике методики флюидных коэффициентов:

» ОПУС3 (обобщённый показатель углеводородного состава, версия №3);

» X-log (Wh, Bh, Ch);

» Соотношения Пикслера (С1/С2, С1/С3, С1/С4, С1/С5) [4,5].

Как правило, графики кривых, построенные по первому и последнему методу (ОПУС3 и Пикслера) помогают в определении контакта газ-нефть (ГНК) и входа в пласт и дают более точное представление о типе флюида (газ-газоконденсат-нефтеконденсат-нефть-вода), в то время как по диаграммам x-log получаем более общую картину разделения флюида на газ-нефть.

Результаты интерпретации позволяют:

» выявить вход в целевой интервал;

» осуществить дальнейшее геологическое сопровождение (рис. 1);

» оценить степень нефтенасыщенности пластов;

» выполнить корреляцию с данными других типов каротажа;

» выделить техногенные залежи УВ.

Вызывает затруднение интерпретация данных ГИС для прогноза местоположения ГНК и ВНК. Тем не менее, сравнивая данные геологического сопровождения бурения скважин (рис. 1) и результаты интерпретации газового каротажа в процессе бурения по «ПС КиУСС» (рис. 2), можно  выделить вход в продуктивный пласт, определить характер насыщения и возможное наличие техногенных залежей. На рис.2 хорошо видно увеличение газов С1-С3 на нижнем графике и рост кривой Wh в методике x-log среднего графика с глубины 1945м, насыщение сменилось с газового на нефтяное. При проводке скважины в глинистых пропластках «рябчика» (по рис.1 глубины 2060-2120м и 2180-2250м) суммарные газопоказания падают в этих интервалах (рис.2).

На рисунке 3 представлена проводка горизонтального ствола скважины №12, на рис. 4 показана интерпретация газового каротажа ГТИ по той же скважине. Отмечается явное соответствие данных ГТИ и сопровождения бурения (вход в целевой объект на глубине 1970м по стволу (1683,5м по вертикали) и выход из пласта в интервалах глубин 2040-2100м по стволу; удержание ствола в середине целевого интервала с наилучшими ФЕС с глубины 2300м по стволу (1689-1692,5м по вертикали). Насыщение по методам ОПУС3 и х-log даёт нефть, по соотношениям Пикслера характер насыщения неясен в силу низкого содержания С2 этана в промывочной жидкости при бурении.

 

Выводы

Характер состояния флюида в залежах Советского месторождения обычными методами ГИС определяется неоднозначно. Использование данных газового каротажа, а также комплексная интерпретация данных ГИС и ГТИ, с учетом всех особенностей бурения и геологического строения месторождения повышает эффективность проводимых исследований.

Интерпретация газового каротажа для дифференциации газо- и нефтенасыщенных участков в сложнопостроенных коллекторах пластов АВ1 повышает эффективность геологического сопровождения бурения горизонтальных стволов и способствует увеличению дебита нефти скважин на Советском месторождении.

Список литературы

1. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические и геофизические исследования в процессе бурения. – Новосибирск: ИД «Историческое наследие Сибири», 2009. – 752с.

2. Тарасова Е.В., Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу. – Тверь: НТВ «Каротажник», №10(208), С.10-21, 2011.

3. Голубков Д.Е., Совершенствование технологий разработки пласта АВ1 Советского месторождения для эффективного промышленного освоения. – М.: Журнал  «Территория НЕФТЕГАЗ», № 6, С. 88-90, июнь 2013.

4. Лукьянов Э.Е., Новая технология определения характера насыщения пластов-коллекторов по данным газового каротажа. – Тверь: НТВ «Каротажник», №8, С.75-104, 2008.

5. Лукьянов Э.Е., Интерпретация данных ГТИ. – Новосибирск: ИД «Историческое наследие Сибири», 2011. – 944с.