Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин


А. Г. Берзин











                ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН





Рекомендовано Дальневосточным региональным учебно-методическим центром (ДВ РУМЦ) в качестве учебного пособия, для студентов вузов специальности 21.05.03 «Технология геологической разведки»














Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2022

УДК 550.832
ББК 33.131
Б48

Утверждено научно-техническим советом ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им. М. К. Аммосова»



Рецензенты: заместитель директора Технического института (Нерюнгринского филиала) СВФУ доктор технических наук, профессор Н. Н. Гриб;
ведущий научный сотрудник лаборатории региональной геологии и геодинамики ИГАБМ СО РАН кандидат геолого-минералогических наук Б. М. Козьмин



    Берзин, А. Г.
Б48    Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин : учебное
     пособие / А. Г. Берзин. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. -168 с. : ил., табл.
        ISBN 978-5-9729-0851-6

     Представлены основные методы каротажа в нефтяных и газовых скважинах и геологическая интерпретация результатов исследований по расчленению и корреляции разрезов скважин, выделению коллекторов, оценке их коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности на этапе поиска и разведки месторождений. Приведены промыслово-геофизические исследования и интерпретация результатов на этапе контроля за разработкой месторождений.
    Для студентов нефтегазовых и геофизических направлений подготовки.

УДК 550.832
ББК 33.131









ISBN 978-5-9729-0851-6

     © Берзин А. Г., 2022
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2022
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022

                ОГЛАВЛЕНИЕ





I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.......................................5
1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИС ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ..........5
1.2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ...........................10

II. МЕТОДЫ КАРОТАЖА.....................................15
2.1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ...............................15
2.1.1. Общая характеристика и типы зондов...............15
2.1.2. Стандартный электрический каротаж по методу КС...16
2.1.3. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)..........21
2.1.4. Определение истинного сопротивления пластов, метод бокового каротажного зондирования (БКЗ)..........................27
2.1.5. Боковой каротаж (БК).............................31
2.1.6. Микрозондирование, микрокавернометрия............35
2.1.7. Микробоковой каротаж (МБК).......................38
2.1.8. Индукционный каротаж (ИК)........................39
2.2. РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ КАРОТАЖА (РК).............................43
2.2.1. Метод естественного гамма-каротажа - гамма-метод (ГК или ГМ).44
2.2.2. Гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П)......................47
2.2.3. Метод нейтронного гамма-каротажа (НГК).......................50
2.2.4. Метод плотности тепловых нейтронов (ННК-Т)...................55
2.2.5. Метод плотности надтепловых нейтронов (ННК-НТ)...............57
2.3. АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ (АК)......................................58

III. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ............................................66
3.1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗА СКВАЖИН.........67
3.2. КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН........................73
3.3. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ..............................75
3.4. ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ.......................86
3.4.1. Определение пористости пород.....................86
3.4.2. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности...93

IV. ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ (ПГИ)
ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ............................96
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПГИ, РАЗРАБОТКИ И ДОБЫЧИ НЕФТИ.................96
4.1.1. Задачи ПГИ...................................................96


3

4.1.2. Категории и типы скважин.................................97
4.1.3. Нагнетательные скважины и технологии воздействия на залежь нефти.................................................98
4.1.4. Добыча нефти.............................................98
4.1.5. Методы промыслово-геофизических исследований скважин....100
4.1.6. Примеры комплексов промыслово-геофизических исследований при контроле за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений
Западной Сибири................................................109
4.2.  КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА............113
4.2.1. Изучение эксплуатационных характеристик пластов (эксплуатационный контроль).....................................114
4.2.1.1 Определение работающих толщин - интервалов и профилей притоков и поглощений, оценка интервальных расходов.............115
4.2.1.2. Определение давления в пластах........................122
4.2.1.З. Определение состава флюидов в стволе скважины.........123
4.2.1.4. Изучение технического состояния скважин................127
4.2.1.5. Изучение технического состояния работающих эксплуатационных и нагнетательных скважин......................140
4.2.1.6. Контроль за установкой глубинного оборудования........148
4.2.2. Исследование процесса вытеснения нефти и газа при заводнении пластов (геолого-промысловый контроль).........................151
4.2.2.1. Определение положения флюидных контактов..............151
4.2.2.2. Контроль перемещения ВНК, ГВК и ГНК...................155
4.2.2.3. Выделение продуктивных пластов, обводненных нагнетаемыми водами   156
4.2.2.4. Определение параметров выработки пласта...............162

ЛИТЕРАТУРА.....................................................163

4

                ГЛАВА I


                ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ




1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИС ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

    Геофизические исследования скважин (ГИС) включают следующие операции:
    1.     Каротажные исследования в скважинах с целью изучения геологических данных.
    2.     Контроль технического состояния скважин и разработки местонахождения.
    3.    Опробования пластов и отбор проб.
    4.    Перфорация обсадных колонн и торпедирование.
    5.     Различные нетрадиционные методы и методики в скважинах (меченое вещество, гидроразрыв пласта и т. д.).
    ГИС подразделяют на промысловые (нефтегазовые), на угольные и рудные. Удельный вес ГИС (в общих геофизических исследованиях) составляет порядка 30 %.
    Основная цель: получение информации о геологическом строении района работ, нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов, параметрах залежей и месторождений УВ и контроль за их разработкой.
    Основные решаемые задачи:
    1.     Литологическое и стратиграфические расчленение осадочного чехла, определение глубин залегания и толщин продуктивных пластов.
    2.     Корреляция разреза скважин с целью изучения месторождения, структуры геологических объектов (ловушек), изучение характера локальных и региональных изменений пластов, построение различных профилей и карт.
    3.     Выделение коллекторов нефти и газа и изучение характера их распространения по площади.
    4.     Оценка характера флюидонасыщенности коллекторов (нефть, газ, вода или их смесь), определение коллекторных свойств.


5

    5.      Обоснования подсчетных параметров для определения запасов месторождений нефти, газа и конденсата, составление карт свойств коллекторов, пористости, проницаемости, эффективных толщин и др., подготовка проектов разработки месторождения.
    6.      Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) для решения задач техноло-ического и эксплуатационного контроля, мониторинга за выработкой пластов при разработке месторождений
    Сведения о диаграммах каротажа
    Основным первичным документом в ГИС является каротажная диаграмма. В ней различают масштаб записи и масштаб регистрации.
    Масштаб записи - это масштаб исследования скважины по глубине (вертикальная ось диаграммы). Масштабы бывают: М 1: 500 - применяется для исследования по всей скважины; М 1: 200 - для детализации разреза на опреде

ленном интервале скважины.

    Масштаб регистрации - это масштаб регистрируемого поля, т. е. количество единиц поля в 1 см диаграммы (горизонтальная ось, диаграмма).
    Схема проведения каротажа

Рис. 1.1. Схема проведения ГИС на скважине

6

    Схема установки для геофизических исследований скважин показана на рис. 1.1. К кабелю 2, намотанному на барабан лебедки подъемника 6, подсоединяется скважинный прибор 1, в котором находятся датчики и электронные узлы. Прибор опускают в скважину через направляющий блок 4 и блок-баланс 3. Выполняя грузонесущие функции, кабель 2 служит также для подачи питания и сигналов управления к скважинному прибору и передачи информации на поверхность. Кабель соединен с геофизической лабораторией 7 через соединительный провод 8. Полевой информационно-измерительный комплекс, включающий подъемник и лабораторию, называют каротажной станцией.
    Осадочные горные породы. Проведение геофизических исследований в скважинах и результаты интерпретаии данных каротажа тесно увязывются со знанием классификации осадочных пород (рис. 1.2), генетических условий их образования и петрофизических характеристик.


Рис. 1.2. Блок-схема классификации осадочных горных пород (Мергель - представляет собой известково-глинистую породу, содержащую 35-65 % глинистого вещества)

    Коллектор и его свойства
    Коллектор - пористая и проницаемая порода, обладающая способностью вмещать флюиды (нефть, газ, воду) и отдавать их при разработке. Коллекторами являются в основном: песчаники, пески, алевролиты (терригенные породы); пористые и трещинновато-кавернозные известняки и доломиты (карбонаты).
    К непроницаемым породам (покрышкам, флюидоупорам) относятся: глины, аргиллиты, песчаные глины и аргиллиты, соли, гипсы, ангидриты, плотные

7

доломиты. Наиболее надежными покрышками являются пластичные глины и эвапориты - соли, гипсы, ангидриты.
    Качество коллектора характеризуют его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС): пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность, во-донасыщенность.
    Пористость в горной породе обусловлена наличием в ней пустот и характеризуется коэффициентом пористости (Кп), выражающим отношение объема определенных пор в образце породы к объему образца.
    Различают несколько видов пористости:
    Общая пористость - определяется общим объемом пор в породе.
    Открытая пористость (Кпо) - это пористость образов, в которых поровые каналы сообщаются между собой (в коллекторах Западной Сибири она составляет - 20-22 %, на месторождениях Юга - Запада Якутии - 14 %).
    Эффективная пористость (Кпэф) отражает объем пор, способных вмещать нефти и газ.
    По характеру порового пространства различают следующие виды пористости: гранулярную, или межзерновую, характерную для терригенных пород-коллекторов; кавернозную, в которой поровое пространство представлено разнообразными по форме кавернами, соединенные каналами; трещинную, где пористость обусловлена трещинами, а также смешанного типа - гранулярно-кавернозно-трещинную .
    Каверны являются результатом растворения отдельных минералов в породе подземными водами в процессе седиментации. Каверны различаются на открытые, частично заполненные и полностью заполненные. Заполнительным материалом служат кальцит, доломит, гипс, ангидрит и др. По размерам каверны подразделяются на малые - меньше 1 мм, средние -1:4 мм; большие до 10 мм и очень большие - больше 10 мм.
    Трещины - это нарушение целостности породы, при котором его длина больше длины зерен, слагающих породу. Трещины разделяют на открытые, частично заполненные и заполненные. Заполнение трещин такое, как и каверн. Размеры трещин обычно составляют 10:40 мкм и редко превышают 100 мкм.
    Глинистые коллекторы - это любые коллекторы, в том числе песчаники, в которых присутствует глинистый материал, ухудшающий коллекторские свойства.
    Глины - это высокодисперсный материал, состоящий из гидроокислов железа и алюминия и содержащий большое количество связанной воды. Различают следующие виды глинистости:
    -      массовая (Сгл) (%) - это отношения массы глинистой фракции образца породы к полной массе образца;

8

     -     объемная (Кгл) % - это отношение объема глинистого материала образца ко всему его объему, включая объем пор; относительная глинистость \ц.л) - характеризует степень заполнения порового пространства породы глинистым материалом.

К

йгл =

гл

Кгл + Кп

    По распределению глинистого материала в породе различают: глинистость тонкослоистую и глинистость рассеянную. Тонкослоистая глинистость определяется наличием прослоев глин в породе, а рассеянная характеризуется наличием глинистого материала в порах и в цементе.
    Проницаемость - это способность коллектора пропускать через себя флюиды (нефть, газ и воду) при наличии градиента давления в пласте. Характеризуется коэффициентом проницаемости (Кпр). Размерность проницаемости в системе СИ ^Кпр J = 1м². Это очень большая единица. Применяют производную от нее 1 Д = 10⁻¹²м² = 1 мкм².
    Различают следующие виды проницаемости:
    Абсолютная проницаемость - это проницательность пористой среды для газа или однородной жидкости, при условии полного заполнения пор этими флюидами и отсутствии физико-химического взаимопонимания между ними и скелетом.
    Эффективная проницаемость - это проницаемость для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой неподвижной жидкости или газа.
    Фазовая проницаемость для нефти, газа, воды (Кпрн, Кпрг, Кпрв) при совместном течении в пористой среде, нескольких несмешивающихся флюидов, обладающих непрерывностью движения.
    Относительно проницательность - это отношение фазовой к абсолютной проницательности - всегда меньше 1.
    Коэффициенты абсолютной, эффективной и фазовой проницаемостей определяют в лаборатории на образцах при линейной фильтрации флюидов и смесей. Более надежные оценки проницаемости получают в процессе испытания пластов в скважине или опробователем пластов на кабеле (ОПК).
    Насыщенность коллектора - это степень заполнения порового пространства водой, нефтью и газом. Насыщенность определяется коэффициентами: нефтенасыщения (Кн), газонасыщения (Кг) и водонасыщения (Кв). В случае, когда нельзя раздельно определить коэффициенты нефтенасыщения и газонасыщения, насыщенность характеризуется коэффициентом нефтегазонасыщения (Кнг).

9

    Коллекторы делятся на простые и сложные.
    К простым коллекторам относятся коллекторы с межзерновой пористостью (поровые, гранулярные), если они сложены одним породобразующим минералом, например, кварцем и содержат один тип порового флюида нефть, газ или воду.
    К сложным относятся коллекторы, характеризующиеся одним или несколькими условиями: сложный минеральный состав пор, включая повышенное содержание глин; сложная структура порового пространства; многофазная насыщенность.

1.2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ

    Для бурения нефтяных и газовых скважин применяется исключительно вращательный метод. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное, когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое через вращение всей колонны бурильных труб, и бурение с забойным двигателем (с помощью турбины или электробура) когда двигатель располагается вблизи забоя скважины над долотом.
    Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ (спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом) и собственно бурения - работы долота на забое (разрушения породы долотом).
    Общая, принципиальная схема размещения бурового оборудования на скважине приведена на рис. 1.3.
    Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ; отбор керна, приготовление бурового раствора, каротаж, замеры кривизны скважины, испытание или освоение скважины с целью вызова притока нефти и т. д. Процесс бурения периодически прерывается для спуска обсадных труб в скважину, используемых для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных горизонтов.


10

Рис. 1.3. Схема размещения бурового оборудования на скважине

     Полный цикл строительства скважины состоит из следующих процессов:
     1. Монтажа вышки, бурового оборудования, обустройства площадки.
     2. Процесса бурения.
     3.     Вскрытия и разобщения пластов (спуска обсадной колонны и ее цементирования).
     4. Испытания скважины на приток нефти или газа (освоения).
     5. Демонтажа оборудования.
     Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, бурильных замков, переводников, утяжеленных бурильных труб, центраторов бурильной колонны. Предназначена для следующих целей: передачи вращения от ротора к долоту (при роторном бурении); подвода промывочной жидкости к турбобуру (при турбинном бурении), к долоту и забою (при всех способах бурения); создания нагрузки на долото; подъема и спуска долота, турбобура, электробура; проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные работы, проверка глубины скважины и т. д.).
     Промывочные жидкости. При бурении скважины нарушается естественное залегание горных пород вследствие разрушения их буровым инструментом и воздействия промывочной жидкости, в качестве которой используют воду, глинистые и известково-глинистые растворы. При проведении ГИС скважина

11

должна быть заполнена промывочной жидкостью, через которую обеспечивается контакт электроустановок электрического каротажа с горной породой. Промывочная жидкость оказывает существенное влияние на результаты ГИС. Обычно при бурении скважины гидростатическое давление промывочной жидкости превышает пластовое давление, вследствие чего происходит проникновение фильтрата бурового раствора в проницаемые горные породы.
    Основные функции промывочной жидкости: очистка забоя скважины от выбуренной породы и вынос ее на поверхность; создание противодавления на стенки скважины и предотвращение обвалов породы и проникновения в скважину пластового флюида из разбуриваемых пластов; охлаждение долота, турбобура, электробура и бурильной колонны; смазывание трущихся деталей долота, турбобура; передача энергии турбобуру (при турбинном способе бурения).
    Всем этим требованиям удовлетворяет глинистый раствор, который выполняет еще две очень важные функции - глинизирует стенки скважины и удерживает обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции, предотвращая образования сальников и прихвата инструмента.
    Кроме глинистого раствора, в особых условиях бурения (аномально низкие пластовые давления в продуктивных горизонтах, в солевых или набухающих сланцевых толщах, при отборе керна) применяют промывочные жидкости, приготовленные на облегченной нефтяной основе (РНО), а также солевые и полимерные растворы. Рассолы и глинистые растворы относят к высокоминерализованным промывочным жидкостям.
    Качество промывочной жидкости характеризуется плотностью, вязкостью, водоотдачей, толщиной глинистой корки, статическим напряжением сдвига, стабильностью и суточным отстоем, содержанием песка.
    Плотность - параметр, с помощью которого определяется гидростатическое давление, создаваемое столбом раствора в скважине на данной глубине.
    При разбуривании продуктивных горизонтов с высоким пластовым давлением, а также пород, склонных к обвалам, возникает необходимость повышать плотность промывочных жидкостей. Для их утяжеления применяют различные минералы, добавляемые в раствор в виде порошков. В качестве утяжелителей в большинстве случаев применяют барит (плотность 4,5 т/м³) и гематит (плотность 5,19-5,28 т/м³).
    Вязкость - параметр, характеризующий свойство раствора оказывать сопротивление его движению. При бурении в пористых, трещиноватых породах с небольшим пластовым давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость последней способствует закупорке пор и каналов в пласте. При

12