книги / Теоретические основы поиска и разведки месторождений нефти и газа

Рис. 40. Основные источники информации о строении залежи нефти и газа

Основную информацию мы получаем в процессе бурения скважины при проведении целого комплекса разного вида работ:

•отбор керна и шлама;

•геофизические исследования;

•опробование скважин в открытом стволе;

•испытание скважин в эксплуатационной колонне;

101

•лабораторные исследования керна, шлама, нефти, газа

иводы.

При проектировании комплекса исследований в глубоких скважинах руководствуются различного вида инструкциями, составленными для конкретного геологического региона.

Назначение комплекса:

•установление нефтеносности разреза;

•подсчет запасов;

•составление технологической схемы разработки.

Отбор керна и шлама

В процессе бурения скважин в обязанности геолога, который должен обязательно присутствовать на скважине при каждом подъеме колонкового долота и извлечения керна, входят наблюдение за отбором керна и шлама, изучение и описание образцов. Достоверная привязка керна к разрезу скважины производится с помощью периодических контрольных промеров бурового инструмента. Уточнение привязки к разрезу рекомендуется проводить путем сопоставления данных керна с ГИС.

По данным керна изучают литологию, возраст пород, уточняют стратиграфические границы в интервале ОГ, коллекторские свойства и насыщение.

Отбор керна определяется назначением скважины и геологическими особенностями изучаемого объекта:

•в опорных скважинах – полный отбор керна;

•в параметрических скважинах – отбор составляет 20 % от общей проходки;

•в поисково-оценочных скважинах – 10–12 %;

•в разведочных скважинах – 4–8 %;

•в эксплуатационных скважинах – в отдельных скважинах, по мере необходимости;

• во всех скважинах обязателен отбор керна на забое в объеме 5 м.

102

Виды описания керна

Различают срочное, макро- и микроскопическое описание керна.

Срочное описание выполняется на буровой непосредственно после извлечения керна из колонковой трубы с целью отнесения керна к тому или иному литотипу, установления наличия каверн, трещин, степени неоднородности, визуальной оценки характера насыщенности. Наличие признаков нефти и газа в керне устанавливают по запаху на буровой в свежих образцах.

Макроописание выполняется в кернохранилище или лаборатории. Описываются цвет, структура, текстура, состав и характер цементации, наличие пустот и трещин, особенности минералогического состава, содержание кальцита и доломита, наличие включений, конкреций, остатков организмов, органических и битуминозных веществ, мощность отдельных прослоев и характер их чередования. Наличие признаков нефти и газа в керне устанавливают в лаборатории более детально: образец измельчается, затем помещается в бензин (надежнее в более сильный растворитель хлороформ), где происходит окрашивание бензина в желтый цвет, что фиксируется коричневой полосой на фильтре.

Микроописание проводится путем изучения шлифов на поляризационном микроскопе. Стратиграфическую привязку выясняют по руководящей фауне.

Сроки хранения керна

Керн опорных и параметрических скважин хранится постоянно.

Керн поисково-оценочных скважин хранится до проведения более детальных работ. Если на площади несколько поисковых скважин, то в этом случае хранится постоянно эталонный разрез по одной наиболее полно освещающей разрез скважине.

103

Керн разведочных скважин хранится до момента утверждения подсчета запасов по месторождению российской государственной комиссией по запасам (ГКЗ).

разреза, можно расчленить «немые» толщи – однообразные по литологической характеристике толщи по данным ГИС.

Геофизические исследования в скважинах

При подготовке скважины (рис. 42) к проведению геофизических исследований геологической службе необходимо решить следующие задачи:

•проработать ствол скважины долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, мест сужения и пробок;

•привести в соответствие с требованиями геологотехнического наряда (ГТН) параметры бурового раствора;

•обеспечить однородность раствора по всему стволу сква-

жины.

104

Рис. 42. Каротажные работы

Геофизические исследования в перспективных интервалах проводятся в минимальный срок (не позже, чем через 5 суток) после их вскрытия.

Комплекс ГИС устанавливается проектом на строительство скважины и отражен в ГТН.

Геологические задачи, решаемые комплексом ГИС:

•литологическое и стратиграфическое расчленение разреза;

•выделение литолого-стратиграфических реперов;

•определение глубины залегания и толщины пластов;

•выбор интервалов отбора керна в последующих скважинах;

•корреляция разрезов скважин с целью изучения строе-

ния месторождения, построения различного рода профилей

икарт;

•выделение коллекторов нефти и газа, изучение особенностей их распространения по площади района, оценка характера их насыщенности, определение коллекторских свойств;

•выбор интервалов перфорации;

105

•обобщающая интерпретация данных ГИС по площади месторождения при подсчете запасов нефти и газа и составлении проекта разработки месторождения. Включает в себя построение карт свойств коллекторов – эффективной толщины, неоднородности, пористости, проницаемости и др.;

•определение ВНК, ГНК, ГВК.

Применяемые комплексы ГИС

Типовые комплексы ГИС предназначены для типовых гео- лого-технических условий: для поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, для всего разреза и перспективных интервалов.

Обязательные комплексы ГИС более конкретные и разра-

батываются для разных типов нефтегазоносных провинций с учетом специфики региона. Составляются на основе типовых комплексов ГИС.

Опорные и параметрические скважины исследуют по индивидуальным программам, составленным на конкретную скважину.

По мере разработки новых эффективных методов ГИС и технического их обеспечения обязательные комплексы пересматривают.

Типовые и обязательные комплексы ГИС действуют как руководящие документы, и их выполнение обязательно для всех буровых, геолого-поисковых, добывающих и геофизических предприятий.

Комплексы ГИС должны предусматриваться рабочими проектами на строительство нефтяных и газовых скважин и выполняться геофизическими предприятиями. Исключить из обязательного комплекса ГИС какой-либо метод можно только при условии замены его другим равноинформативным методом.

ГИС проводят в двух масштабах:

• для изучения всего ствола скважин – 1 : 500, 106

• детальные ГИС в пределах нефтегазоносных толщ –

1 : 200.

ГИС проводят поинтервально в процессе бурения, с перекрытием в 50 м, из-за возможной некачественной записи в начале и по окончании проведения ГИС.

Опробование и испытание скважин

Испытание скважин проводят с целью извлечения пластовых жидкостей и газов из потенциально продуктивных пластов с последующим определением их качества и количества. Испытания продуктивных пластов должны проводиться в условиях их изоляции от соседних пластов и свободного доступа пластовых флюидов в систему труб, обеспечивающих подъем жидкости и газов к устью скважины. В скважинах отдельно по залежам определяют суточные дебиты нефти, газа, конденсата и воды на разных режимах работы, давление пластовое и забойное, пластовую температуру и отбирают глубинные пробы флюидов.

Опробование в процессе бурения возможно продуктивного пласта – это комплекс работ на скважине по вскрытию горизонтов, осуществляемый сверху вниз, вызову притока, оценке характера насыщенности пласта, отбору контрольных проб. В результате получаем качественную характеристику насыщения вскрытого скважиной разреза.

Опробование пластов производится в опорных, параметрических, поисково-оценочных и разведочных, в отдельных случаях в структурных скважинах. Объекты для опробования выбирают по комплексу геологических и геофизических данных, полученных как по исследуемой скважине, так и по другим скважинам на площади и в районе.

Проектирование технологии опробования и интервалов продуктивных горизонтов на поисково-оценочном этапе производится по данным ГИС, по аналогии с известными месторождениями.

107

Проектирование на разведочном этапе производится по данным бурения и испытания скважин, пробуренных на поиско- во-оценочном этапе.

Для изучения продуктивности разреза в процессе бурения применяют опробователи пластов на каротажном кабеле (ОПК) и испытатели пластов на бурильных трубах (ИП).

На стадии поиска и оценки испытывают все нефтеперспективные пласты.

На стадии разведки испытывают продуктивные объекты, установленные поисковым бурением.

Интервал испытания не должен превышать 50 м в пластах с неясным насыщением, не более 10 м в пластах с доказанной нефтеносностью.

Испытание в эксплуатационной колонне возможно про-

дуктивного пласта – это комплекс работ на скважине по вскрытию пластов, осуществляемый снизу вверх с установкой цементного моста после каждого испытания, вызову притока, оценке характера насыщенности пласта, отбору проб пластовых жидкостей и газа, определению дебита, измерению пластового давления, температуры и других показателей. В результате получаем количественную характеристику притока пластовых флюидов в скважине.

Продуктивный пласт сообщается со стволом скважины, обсаженным колонной стальных труб, через отверстия, выполненные в колонне против пласта.

Процесс создания таких отверстий называется перфорацией, а аппараты, применяемые для этих целей, – перфораторами (рис. 43). Для перфорации колонн при сплошном цементировании применяют пулевые, торпедные, гидропескоструйные, кумулятивные перфораторы.

108

Рис. 43. Насосно-компрессорная колонна и перфорация в скважине

Плотность вскрытия объектов испытания перфорацией для каждого объекта устанавливается опытным путем. Плотность зависит от характера коллектора, от пропускной способности фильтра, от производительности пласта. Опробование пластов в скважинах производится снизу вверх с установкой цементного моста после каждого испытания, давшего приток.

На стадии поиска и оценки испытывают все пласты, перспективные на нефть.

На стадии разведки испытывают пласты с установленной нефтеносностью по результатам опробования в процессе бурения и по данным ГИС.

Интервал перфорации выбирают мощностью от 5–10 до 30 м.

Интервалы опробования в процессе бурения и испытания в эксплуатационной колонне корректируются геологической службой в зависимости от фактического разреза скважин. При испытании должны быть отобраны глубинные пробы нефти, газа, воды, конденсата.

109

Лабораторные исследования

Лабораторные исследования включают в себя изучение керна и проб пластовых флюидов.

При изучении керна проводится гранулометрический и минералогический анализ, палеонтологические и петрофизические исследования, описание шлифов, изучение физических параметров пластов.

По отобранным пробам нефти должны быть определены:

•фракционный и групповой состав;

•содержание селикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафина, серы;

•удельный вес в пластовых и поверхностных условиях;

•давление насыщенности нефти газом;

•растворимость газа в нефти;

•коэффициент упругости.

Для пластовой воды должны быть определены:

•полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов, йода, бора, брома, лития и других элементов;

•количество и состав растворенного в воде газа;

•электрическое сопротивление вод;

•состав водорастворенного органического вещества (ОВ);

•определение связанной воды.

Объемы исследований свойств пород и нефтей определяются геологической службой предприятия, ведущего геологоразведочные работы.

Все проектируемые в скважине мероприятия должны быть отражены в геолого-техническом наряде на строительство скважины (ГТН).

110