Основы геофизических методов исследования нефтяных и газовых скважин


Б. Б. Квеско, Н. Г. Квеско, В. П. Меркулов







            ОСНОВЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН


Учебное пособие















Инфра-Инженерия Москва-Вологда 2018

УДК 550.83
ББК 26.2я73
   К 32



  ФЗ №436-Ф3

Издание не подлежит маркировке в соответствии сп.1ч.4ст.И

Рецензенты:
Доктор физико-математических наук, профессор ТГУ А. А. Глазунов;
Генеральный директор ООО РН КрасноярскНИНИнефть, кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник В. Н. Панков.




       Квеско Б. Б., Квеско Н. Г., Меркулов В. П.
К 32 Основы геофизических методов исследования нефтяных и газовых скважин: учебное пособие/ Б. Б. Квеско, Н. Г. Квеско, В. П. Меркулов. -М.: Инфра-Инженерия, 2018.- 228 с.
ISBN 978-5-9729-0208-8


       Приведены сведения по основным разделам механики сплошной среды, необходимым для грамотного освоения и эксплуатации земных недр. Рассмотрены физические свойства жидкостей и газов, методы описания движения сплошной среды, гидромеханические характеристики потоков и сред, напряжения и деформации в твёрдых средах, упругость и изгиб. Даны основы гидродинамики, уравнения движения и равновесия. Приведены основные понятия реологии и методы моделирования движения сложных сред. Затронуты вопросы движения жидкостей и газов в пористых средах
       Учебное пособие предназначено для студентов направления 130500 «Нефтегазовое дело».




Рекомендовано к печати Редакционно-издательским советом Сибирского федерального университета





                © Квеско Б. Б., Квеско Н. Г., Меркулов В. П., авторы, 2018
                            © Издательство «Инфра-Инженерия», 2018


ISBN 978-5-9729-0208-8

ВВЕДЕНИЕ


     Геофизические методы исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в около-скважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.
     Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.
     Общая геостатическая модель месторождения включает в себя три главных компонента, последовательно характеризующих условия формирования пород-коллекторов, условия их залегания и изменчивость фильтрационно-емкостных свойств. Соответственно, возникает три частных модели, каждая из которых описывает одну из сторон полной характеристики резервуара: литолого-седиментологическая, структурная и петрофизическая.
     Петрофизическая модель представляет собой математическое описание объемного распределения пористости, проницаемости и флюидонасыщенности коллекторов в пределах резервуара, основанное на данных непосредственных или косвенных определений указанных физических свойств по конкретным типам горных пород.
     Можно назвать три главных источника информации о петрофизических параметрах коллекторов и, в частности, их фильтрационноемкостных свойствах:

з

ОСНОВЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

     1) лабораторные исследования керна скважин, в результате которых возможно получение непосредственных определений интересующих нас параметров (с учетом или без учета пластовых условий);
     2) геофизические исследования скважин комплексом геофизических и гидродинамических методов, интерпретация которых позволяет получить вероятностные оценки тех же величин (в рамках принятых интерпретационных моделей методов ГИС иГДИС);
     3) детальные 3-D сейсмические исследования, позволяющие при благоприятных условиях оценить пространственное распределение пород с улучшенными коллекторскими свойствами.
     Эти три вида данных позволяют создать фильтрационноемкостной каркас резервуара, на основе которого возможно построение стохастической модели с формированием ячеистой матрицы петрофизической неоднородности пласта-коллектора. Дальнейшее использование этой информации позволяет провести оценку запасов углеводородного сырья по коллекторам различного качества для анализа рентабельности разработки залежей нефти и газа и обеспечивает возможность корректного перевода статической геологической модели в гидродинамическую.
     Эти параметры должны анализироваться в ходе формирования модели и требуют учета серии различных факторов. К естественным факторам можно отнести:
     >  пространственное положение интервала пласта, его литологию и фильтрационно-емкостные свойства (пористость, водонасы-щенность, проницаемость), положение флюидоконтактов (ГНК, ВНК, ГВК);
     >  естественные горные напряжения и их распределение в массиве горных пород;
     >  физико-механические свойства пород (упругие параметры -модуль Юнга, коэффициент Пуассона);
     >  пластовое давление и температуру.

4

ВВЕДЕНИЕ

     Можно определить коллектор как породу, имеющую пористость и проницаемость, которая содержит значительное количество извлекаемых углеводородов. Порода - неколлектор обладает очень низкой пористостью, проницаемостью и низким (или нулевым) насыщением углеводородами (УВ). Основной фактор, контролирующий эти параметры -литологический состав горных пород. Например, глины часто содержат УВ с высоким насыщением, но их эффективная пористость и проницаемость слишком малы, чтобы извлечь эти УВ. Глины рассматриваются как породы - неколлекторы. В противоположность глинам высокопористые и высокопроницаемые песчаники, содержащие УВ, являются отличными коллекторами.
     Чтобы рассчитать объем УВ, содержащихся в коллекторе, необходимо знать объем пластов, содержащих УВ, пористость и насыщение каждого пласта.
     На практике каждый резервуар представляет собой некоторое число зон, каждая из которых имеет свою толщину, площадное распространение, пористость и насыщенность.
     Объем потенциального коллектора в каждой зоне зависит от площади его распространения А и мощности коллектора. Информацию о площади дренажа (А) обычно дает сейсморазведка. Информацию о мощности продуктивного интервала (h) дает ГИС. Общий объем пласта равен
V = A*h                         (В.1)
     Основной объем занимает минеральный скелет, и намного меньший - поровое пространство между минералами.
     Коэффициент пористости - это отношение объема пор к объему породы, который выражается в долях единицы или процентах
0 — -                            (В.2)
’'породы
где Упор - объем пор;
     Упороды - объем, занимаемый породой.

5

ОСНОВЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

     Известно, что поровое пространство заполнено флюидами: водой, нефтью или газом. Доля воды обычно обозначается Sw, доля нефти Sₒ, доля газа - Sg. Соответственно, доля УВ в порах будет равна (1- Sw). Таким образом, объем углеводородов может быть вычислен из формулы:
                     Инс = А * h * 0 * (1- Sw) .          (В.З)
     Как можно более точное определение этого объема и есть основная задача геологов и петрофизиков.
     На более поздних стадиях изучается проницаемость в различных типах коллекторов, однако, главная цель - оценка начального количества УВ. Все данные в формуле (В.З), кроме площади дренажа, находятся по результатам ГИС и исследований керна, и если правильно интерпретировать данные, т.е. определить пористость, водонасыщен-ность, толщину продуктивного пласта, можно вычислить объем УВ, залегающих в пласте.
     Для вычисления запасов вводят пересчетные коэффициенты, которые позволяют пересчитывать объем УВ в недрах на объем в стандартных условиях на поверхности (коэффициенты С₁ и Сг): - запасы газа
Vg = C₂*0*(1-Sw)*h*A-,                (В.4)
- запасы нефти
                     Vₒ = С± * 0 * (1 - Sw) * h * А .     (В.5)
     Естественно, ошибки в измерениях пористости и водонасыщен-ности ведут к ошибочным результатам в подсчете запасов, которые могут сильно отличаться от реальных. В настоящее время ошибка определения площади довольно низкая, так как сейсмическая съемка проводится с большой точностью. Гораздо большей величиной ошибки характеризуются петрофизические измерения, к которым относятся результаты измерений керна, результаты измерения физического поля в скважине и ошибки интерпретации.
     Скважины, пересекающие коллектор, расположены довольно редко, и информация, получаемая в них не представительна по площади.

6

ВВЕДЕНИЕ

Чем больше скважин на площади, тем меньше вероятность ошибок подобного рода. Однако на ранней стадии изучения месторождения количество петрофизических данных недостаточно, и ошибки могут быть существенными. Поэтому важно представлять, что неопределенности в знаниях петрофизических параметров влекут за собой ошибки в подсчете запасов. Табл. 1 показывает влияние 10% вариации петрофизических параметров в ту или другую сторону на результаты подсчета запасов.

Таблица 1

Влияние вариации петрофизических параметров на результаты подсчета запасов

Параметр             Базовый случай Вариант 1 (-10 %) Вариант 2 (+10 %)
Площадь, м2 (809 ГА)    8094000          8094000           8094000     
Толщина (м)                50              45                55        
Пористость, %              15             13,5              16,5       
Водонасыщенность, %        30              33                27        
Объемный коэффициент     0,606            0,551             0,673      
пересчета                                                              
Запасы, тыс. тонн        20,04            14,08             28,17      

     Важнейшим вопросом при этом является достоверность данных, положенных в основу петрофизического каркаса месторождения, т.к. хорошо известно влияние изменчивости условий осадконакопления на фильтрационно-емкостную характеристику коллекторов, и в силу этого даже прямые экспериментальные определения носят статистический характер.
     С другой стороны, параметры, определяемые по каждому виду указанных выше исследований, характеризуют разные объемы горных пород, поэтому косвенные оценки параметров по ГИС и сейсморазведке, несмотря на развитые интерпретационные модели, должны опираться на достоверное петрофизическое обоснование по прямым определениям физических свойств. В связи с этим большое значение приобретает методология комплексного решения задачи определения базовых петрофизических параметров, рассмотрению которой посвящен настоящий курс.

7

ГЛАВА 1.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ ПОРОД

     Существует два способа получения информации о горных породах и их физических свойствах - прямой и косвенный.
     1. Прямой предполагает изучение керна скважин, извлекаемого в процессе бурения или специальных работ;
     2. Косвенный, формирует информацию по физическим полям, наблюдаемым с помощью специальных приборов, а также по геофизическим исследованиям скважин. Результаты интерпретации данных ГИС дают сведения о физических свойствах горных пород, которые вскрыла скважина.
     Имея в своем распоряжении керн, можно с достаточной степенью точности судить о тех или иных физических свойствах пород в точке отбора.
     Наличие каротажных диаграмм позволяет судить о физическом поле, а по нему определять физические свойства горных пород намного большего объема. Эти виды информации являются взаимодополняющими, поэтому, прежде чем судить о физических свойствах горной породы по наблюдениям физических полей, необходимо тщательно изучить керн.
     В результате изучения горных пород различных типов формируется информационная база лабораторных данных, в сгруппированном виде представленная на рис.1.1.
     Экономически нецелесообразно делать 100% отбор керна по всем скважинам, поэтому об этих важнейших параметрах судят по результатам геофизических исследований (каротажа) скважин.
     Под интерпретацией данных каротажа подразумевается их геологическое истолкование, например, определение литологии пород, их глинистости, определение пористости и т. д.

8

ГЛАВА 1

     Конечной целью интерпретации данных является построение литологической и петрофизической моделей, по которым можно представить распределение пород и их физических свойств в пространстве. Для решения этих задач используются различные комплексы методов, зарекомендовавшие себя в тех или иных геологических условиях.

Рис.1.1. Информационная база данных лабораторного исследования керна

     Под интерпретацией данных каротажа подразумевается их геологическое истолкование, например, определение литологии пород, их глинистости, определение пористости и т. д. Конечной целью интерпретации данных является построение литологической и петрофизической моделей, по которым можно представить распределение пород

9

ОСНОВЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

и их физических свойств в пространстве. Для решения этих задач используются различные комплексы методов, зарекомендовавшие себя в тех или иных геологических условиях.
     Для более качественного определения свойств пласта, до того, как на нем скажется влияние бурового раствора, используют методы, обладающие большой глубинностью исследований. В то же время, чтобы выделять достаточно тонкие пласты, существует постоянная необходимость хорошего разрешения по вертикали.
     Каждый метод геофизики характеризуется своими параметрами: методы большей глубинности обладают низкой разрешающей способностью по вертикали, и наоборот, поэтому для решения этих двух задач всегда нужен комплекс методов. Основой для интерпретации данных ГИС служат исследования керна, по которым эталонируются (калибруются) результаты обработки каротажа.
     Процесс бурения существенно меняет свойства пласта, так как использование бурового раствора приводит к возникновению зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт - зоны загрязнения. При этом на стенке скважины против проницаемого пласта образуется глинистая корка.
     Знание характеристик этой зоны (диаметр и свойства) по данным ГИС позволяет приближенно оценить область загрязнения продуктивного пласта, что является важным моментом оценки петрофизических параметров.

10