Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Современная методология нейтроных  методов ориентирована на непосредственное измерение нейтронных характеристик  г.п. и на их элементный анализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обуславливает потерю ими энергии и замедление.

Основными факторами, вызывающими  замедление и поглащение нейтронов, являютсяводородо- и хлоросодержание среды.Обращает внимание близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым их водородосодержанием.

Для пород с одинаковым минеральным  составом скелета величины Ls (длина  замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизни тепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением их пористости.

4.5 Акустические свойства

Осадочные горные породы в большинстве  своём являются дифференциально  упругими и не обладают достаточно совершенной связью между фазами.

Скорость продольных волн в осадочных  породах изменяется от 700 до 6000 м/с. В  верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотнены или просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается  в песчаниках и глинах. Такое же распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже по разрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.

Основными факторами, влияющими на скорость распространения упругих  колебаний в глинистых песчаниках , являются: литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление). Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется большей сжимаемостью углеводородов, чем воды. Так скорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15-20% меньше, чем в песке, заполненном водой.

Нефть оказывает определённое влияние на скорость и поглощение волн при прохождении их через залежь. Хотя величина этого влияния твёрдо не устаноалена, данные полученные на изучении ряда месторождений в условиях естественного залегания нефтегазоносных и водоносных слоёв показали, что скорость распространения в нефтегазоносных отложениях уменьшается по сравнению со скоростью в водоносной части в среднем на 0.5 км/с.

В отдельных случаях уменьшение скорости распространения в нефтегазоносных  отложениях может достигать 1км/с  и более, или 30-35%.

Большое значение имеют термодинамические  условия залегания нефти. С повышением температуры скорость распространения  уменьшается, причем наиболее ярко в  нефтенасыщенных породах (до 30% и  более) по сравнению с газо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет к повышению скорости распространения.

4.6 Физические свойства нефти  и газа

Плотность нефти в поверхностных  условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.

Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависемости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.

Природный газ.

Относительная плотность газа по воздуху 0.56-0.66. Газ нефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан, этан, пропан, бутан)- в сумме до 99%. При поисково-разведочных работах сравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта, рассматривается как признак нефтяной залежи.

В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением, когда пустоты пород в при скважинной зоне продуктивного пласта содержат многокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях и соотношениях , что осложняет однозначное решение поставленных задач.

Характеристика пластов приведена в таблице 4.1

Таблица 4.1. Характеристика коллекторов  пластов Федоровского месторождения

Показатели	Пласты
	АС4	АС5-6	АС7-8	АС9	БС1	БС2	БС101	БС10
Год открытия				1971 г.
Тип залежи			Пластовые	сводные
Тип коллектора			Терригенные
Возраст отложений	Мел.(вартовская свита)	Мел.(мегионская свита)
Глубина залегания, м средняя абсолютная отметка кровли пласта	1775	1807	1825-1837	1842-1853	1950-1975	1955-1975	2160-2170	2220
Площадь нефтеносности ,км 2	300,3	875,7	49,2	38,0	202,6	36,1	164,3	850,7
Нефтенасыщенная толщина пласта , м	4,3	5,6	6,3	4,8	3,7	4,9	3,1	10,2
Нефтегазонасыщенная толщина пласта ,м	12,0	20-22	18-20	16,0	6,0	16,0	12,0	40,0
Пористость	25,6	26,0	24,0	26,0	26,0	27,0	24,0	24,0
Проницаемость ,мкм2	0,507	0,532	0,162	0,309	0,248	0,363	0,219	0,265
Коэффициент нефтенасыщенности	0,290	0,630	0,540	0,670	0,640	0,660	0,670	0,680
Коэффициент песчанистости	0,295-0,507	0,524-0,655	0,535-0,567	0,466-0,488	0,454- 0,600	0,545-0,653	0,336-0,608	0,403-0,563
Коэффициент расчлененности	1,6-2,14	5,7-9,5	5,6	4,1-4,6	1,6-2,7	3,98-4,3	2,0-2,4	5,0-9,7
Удельная продуктивность ,10 м3 / м  сут Мпа	0,320	0,380	0,200	0,490	0,280	0,280	0,320	0,850
Пластовое давление ,Мпа	18,800	18,800	18,800	19,000	20,500	20,500	22,900	23,100
Пластовая температура,oC	56	58	58	58	59	62	67	68

Глава 5. Горизонтальные скважины

Горизонтальными скважинами называют скважины с большим зенитным углом (обычно больше 85 градусов),пробуренные  с целью увеличения нефтегазоотдачи  продуктивного пласта проходки в залежи горизонтального участка ствола большой протяженности. В этом состоит их отличие от скважин с большими отходами забоя от устья, которые представляют собой наклонно-направленные скважины с большим зенитным углом, пробуренные с целью пересечения продуктивного пласта в заданной точке.

Хотя нефть и газ добывались с помощью наклонных и/или горизонтальных скважин еще с сороковых годов, до 1979 года было пробурено очень  немного горизонтальных скважин. Самым  обычным способом увеличения продуктивности вертикальных скважин был и продолжает оставаться гидравлический разрыв пласта. Горизонтальные скважины обеспечивают увеличение добычи по сравнению с вертикальными скважинами, в которых не было гидроразрыва пласта. Поэтому в настоящее время появились стимулы для исследования и осмысления методики выбора места заложения, методов бурения, заканчивания и испытания скважин, интенсификация притока и в целом разработки залежей с помощью наклонных и/или горизонтальных скважин. В определенных условиях это может привести к значительному увеличению годового дохода от эксплуатации скважин.

В период между 1978 и 1985 годами горизонтальное бурение применялось редко. Первые скважины были экспериментальными, дорогими и часто проводились с превышением  сметы. Тем не менее, они создали основу для дальнейшего развития горизонтального бурения.

5.1 Обзор имеющихся отечественных  технологий геофизических исследований  бурящихся горизонтальных скважин

В настоящее время в отечественной  практике проведения ГИС в горизонтальных скважинах используются технологии:

Проведение ГИС автономной аппаратурой, спускаемой на буровом инструменте («АМК Горизонт»-разработка ВНИИГИС, г. Октябрьский). Автономный скважинный прибор наворачивается на буровой инструмент и с его помощью доставляется в горизонтальный участок ствола скважины. По истечении заданного времени включается измерительная схема скважинного прибора.

Проведение ГИС комплексом стандартных  приборов, помещаемых в электрорадиопрозрачный стеклопластиковый контейнер, спускаемый на буровом инструменте.

Данная технология («Горизонталь-1» - «Горизонталь-5» - разработка АО НПФ  «Геофизика» г. Уфа) предусматривает  использование каротажного кабеля с выводом его в затрубное  пространство.

3.Проведение ГИС с использованием, для транспортировки на забой скважинной аппаратуры, спецкабеля. (ОАО «Татнефтегеофизика»).

Недостатки первой технологии:

-ограниченный и не достаточный  комплекс исследований геофизическими  методами (КС-3 зонда, ПС, ГК, НГК, Инклинометр)  продуктивных горизонтов Западной Сибири. В частности, что особенно важно для расчленения терригенных отложений недостаточная информативность метода нейтронного-гамма каротажа, нестандартные размеры зондов электрического каротажа.

-Сложности при эксплуатации  автономного прибора: большие габаритные размеры (длина=8м., диаметр=180мм.), большой вес (450кг.), необходимость технических средств для погрузки, перевозки, разгрузки и т.д.

-Ограниченные возможности при  исследовании скважин с малым  радиусом искривления и диаметром  ствола скважины.

-Ограниченное время автономной  работы скважинного прибора в  прцессе регистрации (4-5 часов)

-При проведении спуска бурильного  инструмента скважинный прибор  находится снизу бурильного инструмента  (возможна его поломка)

Недостатки второй технологии:

-невозможность реализации необходимого комплекса исследований из-за наличия стеклопластикового контейнера

-высокая аварийность работ,  связанная с обрывами каротажного  кабеля и буринструмента.

-За один спуско-подьем бурильного  инструмента производится регистрация геофизических параметров от одного прибора (одного метода)

-Большие затраты времени на  производство исследований - в среднем  25 часов на одну операцию, без  учета аварийных ситуаций.

Недостатки третьей технологии:

-существующие каротажные подъемники  позволяют взять на лебедку не более 2000 погонных метров спецкабеля

-максимальная достигнутая проходимость  скважинной аппаратуры по горизонтальному  участку ствола составляет 200 метров.

Перечисленные недостатки вышеназванных  технологий являются непреодолимыми в  ближайшей перспективе.

5.2 История развития комплекса  АМАК “ОБЬ”

Предложения по реализации аппаратурно-методического  автономного комплекса для проведения ГИС в горизонтальных скважинах  АМАК “ОБЬ” появились в марте 1996 года, после технического совещания  в г. Твери.

Были проанализированы: состояние  геофизических исследований ГС, а  также преимущества и недостатки уже существующих технологий:

Для устранения недостатков и усиления преимуществ существующих технологий был предложен аппаратурно-методический автономный комплекс АМАК “ОБЬ” и технология проведения ГИС в ГС с его помощью.

АМАК “ОБЬ”  представляет собой сборку стандартных  скважинных приборов, реализующих необходимый  комплекс ГИС, работающих в автономном режиме. Реализация автономного режима достигается размещением в них источников питания (аккумуляторов), блоков твердотельной интегральной памяти, преобразователя питания, а также датчиков давления и температуры в составе блоков управления работой автономных приборов.

Особенностями програмно-методических средств и технологии интегрированной обработки всего комплекса измерений являются:

-выдача всей  информации в функции глубины  скважины в единых форматах  записи;

-наличие программного  обеспечения, позволяющего выдать  непосредственно на скважине  предварительное заключение, а также произвести свертку информации для передачи ее в обрабатывающий центр верхнего уровня.

Такова суть предлагаемой технологии АМАК “ОБЬ”, и представлены сравнительные характеристики АМАК “ОБЬ” с АМК “Горизонт” и ”Горизонталь-1” С учетом вышеизложенных предложений было сформулировано техническое задание на разработку АМАК “ОБЬ” и 11.12.96. заключен договор на поставку между ОАО ”Сургутнефтегаз” и разработчиками: ЗАО “Геоэлектроника сервис”, АО НПЦ “Тверьгеофизика”, ТОО “Луч”.

C 1997 г. в тресте СНГФ начались  испытания АМАК “ОБЬ” в открытом  стволе. Испытания проводились на  Федоровском и Восточно-Еловом месторождениях с выталкиванием связки приборов СРК, ИК-4, ИНКЛ, ВИКИЗ, ПС из бурового инструмента циркуляцией. При испытаниях возникли следующие проблемы:

Связка скважинных приборов частично или полностью не выходила из бурового инструмента;

Отказ скважинных приборов и блоков памяти;

Расхождения по глубине между кривыми  зарегистрированными АМАК “ОБЬ”  и кабельным вариантом, что происходит из-за несовершенной технологии определения  глубин (использование меры труб по буровому журналу и датчика глубин с талевого троса);

Расхождение данных инклинометрии  АМАК “ОБЬ” с данными ИОНа и  данными телесистемы “Sperry-Sun”;

Регистрируемая системой кривая ПС не пригодна для литологического  расчленения разреза.

Некоторые проблемы были решены, например:

Проблема отказов скважинных приборов и блоков памяти решалась заменой и доработкой электроники модулей.