Условия проведения промыслово-геофизических работ при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений

 

Промыслово-геофизические исследования для контроля за разработкой нефтяных месторождений производятся в следующих скважинах:

· обсаженных и зацементированных, вышедших из бурения до их перфорации;

· контрольных с неперфорированными пластами;

· остановленных, из ствола которых вынуто технологическое оборудование (до или после капитального ремонта);

· пьезометрических;

· эксплуатационных, экплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способом;

· эксплуатационных, работающих со штанговыми глубинными насосами (ШГН);

· эксплуатационных, работающих с электрическими центробежными погружными насосами (ЭЦН);

· горизонтальных.

Максимальный диаметр скважинного прибора должен быть на 20 мм меньше минимального проходного отверстия труб.

При спуске прибора в межтрубное пространство диаметр прибора должен быть не менее чем на 14 мм меньше серповидного зазора между обсадкой скважины и лифтовой трубой.

С точки зрения спуска приборов скважины делятся на две группы:

- неработающие;

- действующие.

Условия проведения исследований в неработающих скважинах.

К неработающим относятся скважины:

- вышедшие из бурения или после капитального ремонта;

- контрольные скважины;

- остановленные фонтанные или насосные скважины;

- с извлеченным технологическим оборудованием;

- пьезометрические скважины.

В этих скважинах устье не герметизировано, ствол свободен для прохождения приборов. Поэтому можно использовать при исследованиях приборы большого диаметра (для прохождения в обсадной колонне) и любые типы каротажного кабеля, не ограничивая их требованием прохождением через лубрикатор.

На остановленных скважинах нет буровой вышки со спуско-подьемным оборудованием, поэтому для проведения исследований необходимо скважину оборудовать спуско-подьемными устройствами.

В скважинах с неперфорированными пластами ствол обычно заполнен однородной жидкостью (промывочная жидкость, соленая вода, пластовая вода). Поэтому условия исследования этих скважин такие же, как бурящиеся после их крепления.

В скважинах с перфорированными пластами ствол может быть заполнен промывочной жидкостью или пластовой водой.

В перфорированном пласте в зависимости от соотношения давления в нем и в скважине может образоваться зона проникновения. Если ее нет, то исследования обычно не отличаются от исследований в неперфорированных пластах. Если она есть, то ее диаметр обычно больше, чем диаметр исследования методов промысловой геофизики. Поэтому характер насыщения в этом случае установить и трудно, и чаще невозможно.

Следовательно, в таких случаях исследования перфорированных пластов методом промысловой геофизики нецелесообразно.

 

Условия проведения исследований в действующих скважинах

Действующие скважины по условиям проведения подразделяются на две группы:

- с повышенным давлением на устье – фонтанные, компрессорные, нагнетательные и насосные;

- без повышенного давления на устье – насосные эксплуатационные и нагнетательные.

Измерения в действующих скважинах, так как в них установлено технологическое оборудование, проводится приборами малого диаметра, за исключением нагнетательных скважин без фонтанных труб и насосных, в которых приборы спускаются раньше насосов. В этих скважинах можно применять приборы большого диаметра.

Действующие скважины с повышенным давлением на устье исследуются с помошью лубрикатора, обепечивающего спуск и подьем прибора без разгерметизации устья. Они могут быть стационарными или уставлены на передвижной вышке. При больших давлениях на устье приборы снабжаются дополнительными грузами.

При измерениях в фонтанных, компрессорных, нагнетательных скважинах прибор опускается в лифтовые трубы. Лифтовые трубы обычно подняты над интервалом перфорации, поэтому работа проводится в колонне ниже воронки лифтовых труб. Если лифтовые трубы перекрывают интервал перфорации, то применяют методы, позволяющие изучать пласт через лифтовые трубы или межтрубное пространство через лифтовые трубы.

В насосных скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), измерения выполняют приборами, спущенными в межтрубное пространство по серповидному зазору между колонной и насосно-компрессорными трубами. В насосных скважинах, оборудованных электрическими центробежными насосами (ЭЦН), исследуется межтрубное пространство выше насоса с помощью приборов, расположенных в насосно-компрессорных трубах.

Исследования в перфорированном интервале осуществляются в большинстве случаев после извлечения технологического оборудования в остановленной скважине, когда пластовые давления позволяют избежать попадание скважинной жидкости в пласт или при возбуждении и временной эксплуатации скважины компрессором.

Если эксплуатируется несколько пластов одновременно, то одна часть пластов может быть перфорирована, а другие нет. Проведение работ в такой скважине позволяет сравнить результаты, типичные для перфорированных и неперфорированных пластов, т.е. быть контрольными по отношению друг другу. При совместной двух обьектов – нижний эксплуатирующийся по лифтовым трубам доступен для исследований ниже лифта, а верхний, эксплуатирующийся по межтрубному пространству, можно изучать только через лифтовые трубы.

Для исследования действующих фонтанирующих скважин с повышенным давлением или эксплуатируемых погружными центробежными насосами устье скважин снабжается специальным оборудованием. Оборудование состоит из трубы лубрикатора, сальника (уплотняющего устройства для кабеля) и двух роликов – верхнего и нижнего. Такое устройство дает возможность производить геофизические работы в действующей скважине без ее остановки. Для скважин с повышенным давлением необходимо строго соблюдать условие, чтобы давление на буфере верхней задвижки не превышало допустимого рабочего на сальнике согласно паспорту.

Одним из важных условий повышения эффективности геофизических исследований является создание и строгое соблюдение системы контроля за разработкой месторождений. Основными факторами, определяющими системный контроль, являются фонд изучаемых скважин, их расположение на площади месторождения, очередность и периодичность работ.

Геофизические исследования в скважинах эксплуатационного фонда начинаются обычно с термометрических измерений во избежание нарушения теплового равновесия в скважине из-за перемешивания жидкости прибором и кабелем. Затем проводят другие, предусмотренные программой работ операции. Для привязки кривых, полученных разными методами, к глубинам и для уточнения положения границ пластов диаграммы радиоактивного каротажа (ГК, ННК, НК) сопоставляют с диаграммами электрического каротажа.

Контрольные вопросы

1. В каких скважинах проводятся промыслово-геофизические исследования при контроле?

2. Какие условия необходимо соблюдать при исследованиях в неработающих скважинах?

3. Какие исследования необходимо соблюдать при исследованиях в работающих скважинах?

 

Современные представления о расположении углеводородов

По высоте залежи

 

Глубинная вертикальная зональность в размещении углеводородов в различном фазовом состоянии впервые была рассмотрена В.А. Соколовым (1948). Он выделил в толще осадочных образований четыре зоны, характеризующиеся определенными биохимическими и термокаталитическими процессами превращения органического вещества, обусловливающими образование различных по фазовому состоянию углеводородов:

I зона – при глубине погружения до 50 м происходят лишь биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадке;

II зона – при погружении на глубину от 50 до 1000 м биохимическое воздействие на органическое вещество постепенно прекращается и сменяется процессами гидрогенизации и термокатализа;

III зона – при глубине погружения отложений от 1000 до 6000 м активно развиваются процессы гидрогенизации и термокаталитических превращений захороненного в осадке органического вещества, в результате чего образуются углеводороды нефти и газа;

IV зона – при погружении отложений на глубину более 6000 м, где температура достигает 200º С и выше, образуется в основном метан.

Позднее (1967) В.А. Соколов выделил биохимическую и термокаталитическую генетические зоны, подразделив каждую из них на верхнюю, среднюю и нижнюю подзоны. По заключению В.А. Соколова, скопления нефти могут распространяться лишь до глубины 5-6 км, а глубже могут быть расположены только газовые скопления.

Вслед за В.А. Соколовым глубинную зональность в размещении в разрезе осадочных образований углеводородов в различном фазовом состоянии рассматривали многие советские и зарубежные авторы: А.М. Акрамходжаев, Ф.А. Алексеев, Н.Б. Вассоевич, М.А. Жданов, А.Э. Конторович, В.Ф. Раабен, Г. Хадсен, Д. Хант С. Шарф, Б. Тиссо, Р. Пеле и др.

Анализируя различные схемы выделения главных зон нефте- и газообразования, можно заметить, что они мало отличаются от принципиальной схемы зонального развития и преобразования органического вещества в различном фазовом состоянии, впервые предложенной В.А. Соколовым. Прав был И.В. Высоцкий, утверждая, что “во всех последующих схемах вводились различного рода дополнения, не изменяющие принципиальной схемы В.А. Соколова. Для некоторых участков кривых были введены названия (главная зона нефтеобразования, главная зона газообразования, верхняя катагенетическая зона газообразования, зона образования газоконденсата и т. д.), что не только усложнило схему, но и внесло в нее элемент дискуссионности, так как большая часть графических схем не была обоснована и границы генетических зон и положение максимальных значений пика генерации газа и нефти оказались различными”.

Аналогичный вывод напрашивается при сопоставлении схем отдельных авторов со схемой, впервые предложенной В.А. Соколовым в 1948 г., а затем уточненной им в 1966 г. (рис. 3).

Зоны распространения генерации и аккумуляции нефти и газа в разрезе литосферы в различных геологических условиях древних и молодых платформ, складчатых территорий приурочены к различным глубинам, в связи с чем любая попытка создать универсальную шкалу глубинной зональности генерации и аккумуляции углеводородов в различном фазовом состоянии с выделением главных зон нефте- и газообразования для всех регионов обречена на неудачу.

Различное фазовое состояние (зональность) углеводородов в разрезе осадочных образований теснейшим образом зависит не только от возрастания температур при погружении нефтегазопроизводящих толщ на глубины свыше 1500-2500 м, но и от совокупности целого ряда факторов:

· состава исходного нефтегазоматеринского органического вещества сапропелевого, гумусового или смешанного гумусово-сапропелевого типа;

· палеогеографических, литолого-фациальных и палеогеохимических условий накопления и захоронения исходного органического вещества в осадке;

· характера и степени метаморфизма исходного нефтегазоматеринского органического вещества в осадке;

· палеотектонических условий бассейна седиментации, т.е. направленности и режима тектонических движений, в том числе устойчивости, амплитуды и скорости погружения исследуемой части бассейна седиментации в течение исследуемого отрезка времени и в последующие периоды геологической истории;

· величин палеогеотермического градиента, а также условий распространения ареалов различной интенсивности теплового потока в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории;

· геологической продолжительности нахождения углеводородов после их образования в определенных термодинамических условиях;

· условий миграции жидких и газообразных углеводородов, в том числе от наличия и особенностей распространения практически газонефтепроницаемых толщ пород-покрышек над нефтегазопродуцирующим комплексом;

· палеогидрогеологических условий бассейна седиментации.

 

 

Рис. 3Вертикальная зональность нефте- и газообразования.

По данным: а – В.А. Соколова, б – Н.Б. Вассоевича, А.М. Акрамходжаева, А.А. Геодекяна; в – А.Э. Конторовича, В.П. Даниловой (интенсивность: 1 ‑ нефтеобразования,

2 – газообразования); г – Б. Тиссо, Р. Пеле; д – В.П. Строганова;, е – А.Э. Конторовича, О.Н. Изосимовой, П.А. Трушкова; ж – Дж. Мунта

 

Следовательно, зональность размещения в литосфере зон генерации и аккумуляции нефти и газа имеет многосторонние связи.

В зависимости от того или иного сочетания перечисленных выше палеогеологических, палеогеографических, палеогеохимических и палеогеофизических факторов абсолютные величины глубин интенсивного нефте- или газообразования, а также фазовое состояние углеводородов в разрезе осадочных образований в отдельных областях платформенных и складчатых территорий могут колебаться в очень широких пределах.

Распределение углеводородов (нефти и газа) в нефтегазовой залежи подчиняется гравитационному закону, т. е. определяется их плотностью. В соответствии с этим наиболее легкие углеводороды (газ) занимают наиболее высокую (в залежах сводового типа ‑ присводовую) часть пласта, образуя так называемую газовую шапку. Под ней располагается нефтеносная часть залежи, а еще ниже ‑ водоносная.

В продуктивных нефтяных пластах практически всех известных месторождений наряду с нефтью содержится и вода, оставшаяся там при формировании залежей. Вода, присутствующая в нефтяных пластах, подразделяется на связанную и свободную (капиллярно-удержанную и подвижную), а сумма коэффициентов свободной K_B и связанной K_СВ воды в нефтяном пласте составляет коэффициент остаточной водонасыщенности К_ОВ.

Нефтяная часть залежи характеризуется изменением соотношения воды и нефти по высоте залежи. Если раньше строение нефтегазовой залежи понималось упрощенно (снизу вверх: водоносная, нефтеносная, газоносная части), то в последние десятилетия представление о ее строении значительно усложнилось (рис. 4). Так, большинством исследователей нефтеносная часть разделяется на две основные зоны: нижнюю и верхнюю. Первая, названная переходной зоной, располагается между двумя поверхностями: под нижней пласт полностью водонасыщен («зеркало» свободной воды), а над верхней остаточная водонасыщенность при неизменных коллекторских свойствах постоянная.

 

Рис. 4. Схема распределения углеводородов по высоте нефтяной залежи с газовой шапкой. Зоны: 1 ‑ газовая, 2 ‑ предельной нефтенасыщенности, 3 ‑ недонасыщенности, 4, 5 ‑ переходная (4 ‑ подзона двухфазного движения флюидов, 5 ‑ подзона остаточной нефтенасыщенности), 6 ‑ водоносная; пунктиром показаны границы зон; р_к ‑ кажущееся удельное электрическое сопротивление; k_s ‑ коэффициент водонасыщенности

 

Вторая ‑ это зона максимальной, или стабилизированной, нефтенасыщенности, в которой, кроме нефти, содержится только связанная вода. Количество связанной воды в стабилизированной зоне, а следовательно, и величина коэффициента нефтенасыщенности определяются, как показано А.А. Ханиным, суммарной поверхностью соприкосновения породы с водой, или внутренней поверхностью пласта.

Чем она выше (а значит, чем выше глинистость и ниже проницаемость пород), тем выше содержание К_ов и ниже К_н. Наряду с этим на содержание связанной воды влияют также минеральный состав обломочной части и цемента породы, тип глинистых минералов, поверхностные свойства коллекторов и пластовых жидкостей. В зависимости от этих факторов K_B0 (или K_CB) в стабилизированной зоне бывает равным 0,10-0,30.

В переходной зоне, наряду со связанной и капиллярно-удержанной водой, в том или ином количестве присутствует и подвижная вода, коэффициент нефтенасыщенности изменяется от максимального до нуля (см. рис. 4). По данным различных исследователей, толщина переходной зоны достигает, например, для районов Татарии 1,5-2 м, Куйбышевской области ‑ 6-7 м, для Западно-Тэбук-ского месторождения в Коми АССР ‑ 11 м. Разным частям переходной зоны соответствует и различный характер притоков флюидов. Из нижней ее части при наличии там свободной капиллярной воды и с фазовой проницаемостью для воды, изменяющейся от 1 до 0, в процессе эксплуатации получают двухфазные притоки (нефть с водой) или притоки воды. Из верхней же части переходной зоны с меньшим содержанием остаточной воды, чем в нижней, и фазовой проницаемостью для воды, равной 0, получают притоки безводной нефти.

В принципе аналогичное распределение нефти и воды по высоте имеют залежи нефти большинства месторождений Западной Сибири, но здесь оно имеет свои особенности и закономерности.

Важнейшей отличительной чертой месторождений Западной Сибири является наличие весьма протяженных по высоте (35-40 м), а следовательно, и по площади переходных зон. Впервые это было установлено Б.М. Бикбулатовым [5] для Усть-Балыкского месторождения в результате построения зависимости К_Н от расстояния L над ВНК (рис. 5).

Поскольку часть переходной зоны, характеризующаяся притоками безводной нефти и изменением К_H от критического значения до максимального, представляет собой значительный диапазон изменения К_Н (от 55 до 83 %) по высоте залежи (30-40 м), она составляет обычно весьма существенную долю объема этой зоны, Б.М. Бикбулатовым было предложено выделить ее терминологически и назвать зоной недонасыщенности.

 

 

Рис. 5. ВНК ‑ график зависимости К_Н от расстояния L.

Усть-Балыкское месторождение, пласты Bci – БС <: 1 ‑ границы области разброса экспериментальных точек; 2 ‑ усредненная кривая;

L ‑ расстояние от исследуемого интервала в разработки

 

Обширные зоны недонасыщенности, составляющие более чем в половине нефтяных залежей весь объем, а в остальных – от 20 до 50% всего объема, требуют специфического их учета, как при подсчете запасов, так и при проектировании и ведении процесса разработки.

Выделение зоны недонасыщенности в составе переходной зоны позволяет более детально дифференцировать залежь по ее нефтенасыщенности.

 

Контрольные вопросы

1. Как располагаются углеводороды по высоте залежи?

2. Что такое «переходная зона» в нефтяной залежи и добывается ли из нее нефть?