Обеспечение керновым материалом при петрофизических исследованиях

Керновый материал отбирается двумя способами – в процессе бурения (при вскрытии интервала для отбора керна) и отбором керна со стен скважины.

Проходка с отбором керна в зависимости от изученности разреза и глубины скважины должна быть не менее:

- в неизученных и малоизученных районах - 20% от общей глубины скважины;

- в районах с изученной верхней частью разреза в скважинах глубиной до 4 км - 30% от мощности комплекса пород, подлежащего изучению, и 10% от остальной части разреза, а в скважинах глубиной свыше 4 км - 20% от мощности комплекса пород, подлежащего изучению, и 8% от остальной части разреза;

- в групповых скважинах, бурящихся на одном профильном пересечении, проходка с отбором керна может быть снижена, но должна составлять в скважинах глубиной до 4 км не менее 10%, а в скважинах глубиной свыше 4 км - не менее 5% от мощности комплекса пород, подлежащих изучению.

В интервалах возможного вскрытия нефтегазоносных горизонтов производится сплошной отбор керна.

В поисковых скважинах керновый материал служит для характеристики литологии и стратиграфии разреза, уточнения структурных построений и предварительной оценки параметров пород-коллекторов.

На новых площадях, расположенных в малоизученных районах с неустановленной нефтегазонасыщенностью, в первых скважинах отбор керна следует производить с таким расчетом, чтобы охарактеризовать в пределах поискового этажа каждый стратиграфический комплекс, различные литофации и участки разреза с отмеченными нефтегазопроявлениями. Керн в этих скважинах отбирается в объеме 20% от глубины скважины. На площадях, расположенных в изученных районах, отбор керна в первых скважинах производится в перспективной части разреза поискового этажа в объеме 10% от общей глубины скважины.

В последующих поисковых скважинах отбор керна ограничивается 6 - 8% от общей глубины скважины.

В разведочных скважинах, расположенных на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью, керн отбирается с целью обоснования подготовки залежи к разработке. Отбор керна производится в интервалах залегания продуктивных пластов в объеме не менее 6 - 8% от общей глубины скважины.

В эксплуатационных скважинах объем отбора керна определяется требованиями представительности исходных данных, используемых для обоснования подсчетных параметров продуктивного пласта.

Оценочные скважины бурятся на вновь вводимых или длительно разрабатываемых месторождениях (залежах) с целью определения величины нефтенасыщенности и оценки остаточных запасов продуктивных пластов. В этих скважинах должен производиться сплошной отбор керна во всей толще продуктивного пласта.

В бурящихся нефтегазовых скважинах других категорий отбор керна производится по специальным заданиям геологических служб нефтедобывающих предприятий региона.

В процессе бурения отбор керна осуществляется снарядами со съёмными керноприёмниками. При бурении керн заполняет керноприёмную полость (0.5-7 м, а для секционных керноприёмников до нескольких десятков м). По окончанию бурения снаряд поднимают над забоем, кернорватель отрывает керн, после чего извлекают весь керноприёмный снаряд (стационарный керноприёмник) или только керноприёмник (съёмный керноприёмник) ловителем, спускаемым на канате в бурильные трубы.

Для правильного установления глубины отбора керна, а также глубины забоя скважины перед спуском инструмента или отборкой керна производится маркировка и замер длины бурильных труб.

Контроль за точностью привязки интервалов отбора керна к разрезу осуществляется зондом оснащённым локатором муфт ЛМ и ГК.

После вскрытия маркирующего горизонта (начало интервала для отбора керна), производится промежуточный каротажа (Инклинометрия, ГК и др.), позволяющие уточнить фактическую глубину залегания вскрываемых для отбора керна пластов После прохождения заданного интервала с керноприёмником, перед операцией по отрыву керна от забоя тщательно промывается забой скважины, уменьшается скорость вращения бурильного инструмента и стабилизируется подача промывочной жидкости.

Скорость подъёма инструмента с керном равномерная, без резких изменений. С целью сохранности керна скорость подъема снаряда с отобранными образцами необходимо снижать при подходе к башмаку колонны.

После подъема инструмента дают стечь буровому раствору, а затем керн осторожно извлекают из керноприемника.

В целях получения более полной информации о вскрываемом геологическом разрезе производится отбор образцов пород боковыми грунтоносами - стреляющими, сверлящими или режущими. Работы по отбору грунтов являются видом геофизических исследований и выполняются промыслово-геофизическими предприятиями по заказам геологических служб нефтедобывающих предприятий

Отбор грунтов производится в скважинах, не предназначенных для отбора керна, в интервалах, пропущенных в процессе бурения с отбором керна, а также в интервалах отбора керна в случае недостаточного его выноса.

Количество грунтов, отбираемых из пластов, определяется мощностью, литологической неоднородностью, характером насыщенности пласта. В первую очередь рекомендуется отбирать по несколько (1 - 3) образцов из перспективных интервалов. В выявленных нефтегазоносных пластах грунты отбираются с максимальной частотой. Далее отбираются грунты из плотных и глинистых разностей пород, входящих в интервалы детальных геолого-геофизических исследований.

Отбор грунтов стреляющими грунтоносами производится с целью определения литологического состава пород, предварительной оценки пористости и нефтегазонасыщенности пород.

Отбор образцов сверлящими и режущими грунтоносами производится с целью решения более широкого круга геологических задач: детального изучения литолого-петрографического состава пород, их текстурно-структурных и стратиграфических особенностей, химического и гранулометрического состава, определение ряда петрофизических параметров - пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, удельного электрического сопротивления, скоростей распространения упругих волн, естественной радиоактивности Интервалы отбора грунтов в соответствии с поставленной задачей определяются по комплексу промыслово-геофизических исследований. Установка грунтоноса на заданную глубину определяется по диаграмме наиболее информативного геофизического метода, чаще всего методов радиометрии (РК) или электрометрии (КС, ИК, БК, МБК), позволяющих точно определить интервал отбора и привязки образцов по глубине.

Глубина спуска грунтоноса определяется по меткам, установленным на каротажном кабеле.

После извлечения образца из грунтоноса производится его первичная документация, включающая макроописание с указанием засоренности образца буровым раствором, литологической характеристики, степени однородности, текстурных особенностей, признаков нефтенасыщенности.

 

 

ГЛАВА 2. ГИРС при испытании пластов, повторном освоении пласта и интенсификации притоков

 

Освоение скважины производится после обсадки ствола скважины, цементажа затрубного пространства, ремонтных либо специальных работ. Для этого выполняется вторичное вскрытие пластов путем перфорации обсадной колонны, цемента и пород с максимальным сохранением фильтрационных характеристик пластов.

Задача вскрытия и испытание пластов, освоение скважин, интенсификация притоков разделяется на следующие подзадачи: вторичное вскрытие пластов, Испытания пластов с помощью оборудования на кабеле и/или бурильных трубах, испытание и освоение скважин,интенсификация притоков в скважинах.

При вторичном вскрытии пластов методы ГИРС должны обеспечить:

- проведение перфорации обсадной колонны, цемента и пород;

- контроль за спуском в скважину перфоратора на кабеле или на трубах;

- привязка интервала перфорации к геологическому разрезу;

- регистрация факта срабатывания перфоратора;

- определение фактического положения интервала перфорации;

- определение качества вторичного вскрытия.

Далее скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью и спускается необходимое подземное оборудование.

 

Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пласта необходимо в целях:

Ø контроля за спуском в скважину перфоратора на кабеле (ЛМ, ГК,Инклинометрия);

Ø привязки интервала перфорации к геологическому разрезу (ЛМ,ГК);

Ø контроля и регистрации факта и полноты срабатывания перфоратора;

Ø определения качества вторичного вскрытия.

Контроль за спуском перфоратора обеспечивается путём комплектируя его в одной сборке с локатором муфт (ЛМ) и зондами ГК и/или НК, если детекторы последних выполнены в противоударном исполнении. Это позволяет определять местоположение перфоратора относительно муфтовых соединений и относительно литологии разреза обсаженной скважины.

Контроль и регистрация факта и полноты срабатывания перфоратора осуществляется

Привязку к глубине интервала перфорации обеспечивают с помощью тех же методов - ЛМ, ГК, НК. Привязку реализуют посредством следующих операций:

- в скважину опускают до искусственного забоя сборку модулей ЛМ, ГК, НК и при ее подъеме проводят запись кривых с детальностью, соответствующей детальности этих кривых, полученных ранее;

- сопоставляют кривые по глубине и над верхней границей планируемого интервала перфорации на привязочных кривых ГК, НК, ЛМ ставят метку;

- на геофизическом кабеле между устьем скважины и подъемником завязывают привязочную метку, хорошо различимую для машиниста подъемника, положение которой соответствует метке, выставленной на кривых ГК, НК, ЛМ;

- по кривым ГК, НК и ЛМ рассчитывают расстояние от привязочной метки до нижней границы планируемого интервала перфорации.

При вскрытии пласта «снизу-вверх» положение первой метки на кабеле для установки перфоратора находят, откладывая на кабеле от привязочной метки в сторону подъемника отрезок, равный длине интервала перфорации, и завязывая в его конце двойную метку.

Факт срабатывания перфоратора устанавливают по звуковым эффектам, сейсмоакустическим сигналам, рывку кабеля. Для перфораторов, спускаемых на кабеле, срабатывание фиксируют по замыканию электрической цепи перфоратора, вызванному скважинной жидкостью. Оценку полноты срабатывания корпусных перфораторав и перфораторов, спускаемых на НКТ, выполняют внешним осмотром после их извлечения из скважины.

Для разрушающихся перфораторов оценка полноты срабатывания решается по материалам исследований акустическим телевизором (сканером).

Определение фактического положения интервала перфорации является обязательным во всех случаях, кроме спуска перфоратора на НКТ. Контроль положения интервала перфорации осуществляют:

- локацией муфт и отверстий (ЛМ);

- по данным термометрии, если они получены непосредственно после перфорации (эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов);

- по данным электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии колонн, которая также эффективна в случае применения бескорпусных перфораторов, создающих трещины в обсадных трубах или раздувающих их;

- по результатам АК-сканирования.

При проведении дострелов и уплотнения перфорации определение фактического положения достреленного интервала устанавливают по результатам термометрии и АК-сканирования.

Для избирательного повторного вскрытия без ударного воздействия тонких нефтенасыщенных пластов, расположенных рядом с водонасыщенными породами, и для создания ремонтных отверстий в многоколонных скважинных конструкциях при ремонте скважин используют сверлящую перфорацию.

Разные модели сверлящих перфораторов позволяют производить вторичное вскрытие коллекторов в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. При необходимости сверления нескольких отверстий в одной плоскости прибор комплектуют модулем углового ориентирования, который осуществляет поворот перфоратора вокруг его оси на заданный угол (без азимутальной привязки углов).

 

2.1. Освоение скважины

Освоение скважины – комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта.

Цель освоения – восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Тартание – это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Свабирование (поршневание). Вызов притока обеспечивается путём создания импульсных депрессий на пласт при поршневании (свабировании).

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на заданную величину.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта.

Для контроля вторичного освоения ипользуются датчики и расходомеры установленные на устье скважины. Для контроля процесса свабирования скважины и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений сваба (акселерометр), которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяют к кабелю.

 

2.2 ГИРС при испытании пластов.

 

2.2.1. Испытания пластов с помощью оборудования на кабеле и/или бурильных трубах.

При проведении испытания пластов с помощью оборудования на кабеле (ОПК) и/или бурильных трубах (КИИ) методы ГИРС должны обеспечить:

- вызов притока, отбор герметизированных проб жидкостей и газов из пласта;

- регистрация диаграмм давления и притока в процессе испытания;

- уточнение положений межфлюидных контактов, оценка гидродинамической однородности пластов.