Геофизические исследования действующих скважин

Наличие подобных дефектов в обсадной колонне недопустимо, так как может существенно сказываться не только на добычных характеристиках скважины, но и привести к возникновению, как техногенных, так и экологических аварий. Что влечет за собой не только потери в нефтедобычи, но и может потребовать значительных затрат на ликвидацию аварий.

В практике существует несколько способов определения мест негерметичности эксплуатационных колонн, самыми эффективными из которых являются геофизические методы. Основным преимуществом геофизических методов контроля технического состояния эксплуатационных является то, что применяемые методики обработки и интерпретации комплексов ГИС позволяют не только определить интервалы нарушений, но и выявить потенциально опасные участки по всему стволу скважины и, следовательно, провести планово-предупредительный ремонт скважины, что значительно эффективнее и менее затратно по времени и финансам.

Основные комплексы для контроля технического состояния колонн являются:

• Акустическое сканирование
• Прихватоопределитель
• Трубная профилеметрия
• Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия
• Электромагнитная локация муфт

Рассмотрим пример определения технического состояния эксплуатационной колонны в скважине №600 Красноярского месторождения. Исследования проводились комплексным скважинным прибором КСП16М5, который позволяет регистрировать до 8 параметров одновременно. Во время исследований было выполнено несколько замеров температуры в скважине. Первый (фоновый) был выполнен после 5 часов технического отстоя  скважины. Последующие замеры были выполнены при закачке в скважину технической жидкости от цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 60 атмосфер и после закачки. В предполагаемом интервале нарушения были проведены детальные исследования с меньшей скоростью записи: термометрия, резистивиметрия, высокочувствительная термометрия, механическая расходометрия. Таким образом был выявлен интервал нарушения, или негерметичности, эксплуатационной колонны, который поглощает закачиваемую в скважину жидкость. Определить место негерметичности стало возможно по изменению температур относительно фоновой записи. Так же при исследовании был выявлен интервал ЗКЦ – заколонной циркуляции. Методами гамма каротажа и локатора муфт был определён забой скважины. Пример интерпретации материалов исследования приведён на рисунке 1.

 

Рисунок 1

 

2. Геологические основы

Коротко геологию можно определить как науку о составе, строении и закономерностях развития Земли.

Геофизические методы  используются для изучения глубинного строения Земли и литосферы. Сейсмические методы, основанные на изучении скорости распространения продольных и поперечных волн, позволили выделить внутренние оболочки Земли. Гравиметрические методы, изучающие вариации силы тяжести на поверхности Земли, позволяют обнаружить положительные и отрицательные гравитационные аномалии и, следовательно, предполагать наличие определенных видов полезных ископаемых. Палеомагнитный метод изучает ориентировку намагниченных кристаллов в слоях горных пород. Осаждающиеся кристаллы ферримагнитных минералов ориентируются своей длинной осью в соответствии с направлениями силовых линий магнитного поля и знаками намагниченности полюсов Земли. Метод основан на непостоянстве (инверсии) знака полярности магнитных полюсов. Современные знаки намагниченности полюсов (эпоха Брюнес) Земля приобрела 700 000 лет назад. Предыдущая эпоха обратной намагниченности - Матуяма [5].

2.1 Геологическое истолкование результатов и комплексная интерпретация материалов ГИС

Поиск, разведка и разработка нефтегазовых месторождений осуществляются по данным огромного материала, полученного в результате бурения скважин. Этот материал служит основой для выявления нефтегазоносных горизонтов и позволяет получить информацию о геологическом строении недр. Основные сведения об отложениях горных пород, вскрытых скважиной, являются результатом геофизических исследований, проводимых в каждой скважине. Совместная обработка данных ГИС и мате- риалов, полученных при литологическом и палеонтологическом изучении образцов горных пород, является основой для характеристики каждого из пластов в разрезе изучаемой скважины, его физических свойств, мощности, границ с соседними слоями и т.п. Выделенные по данным ГИС разновидности горных пород увязываются с классификацией тех же пород, которая была установлена ранее на основании изучения физических свойств пород (плотности, твердости, цвета, размеров зерен и т.д.) и их химического состава. Для этого производят увязку геофизических характеристик, полученных в результате интерпретации диаграмм ГИС, с петрографическими характеристиками, выявленными путем изучения образцов пород, отобранных при бурении скважин с определенных глубин в виде керна, или шлама, или проб, отобранных грунтоносами. В дальнейшем, по накоплении достаточного опыта, петрографическую классификацию горных пород можно осуществлять по данным только одних материалов ГИС.

Данные геофизических исследований в скважинах являются важнейшим материалом для составления геологического разреза скважин и для сопоставления между собой (корреляции) разрезов нескольких скважин.

В нефтегазовой отрасли тем или иным комплексом ГИС исследуются все скважины: разведочные, поисковые, эксплуатационные и др. Материалы ГИС также широко используются для геологического картирования и полевой сейсморазведки. Во многих случаях разрезы скважин, построенные по данным ГИС, являются единственным источником информации о последовательности напластований и о составе и свойствах слагающих их пород. Детальное изучение разрезов скважин дает возможность судить об их фациальной изменчивости, об изменении мощности каждого отдельного пласта или пачки пластов, об условиях залегания пластов и т.д.

Широкое использование результатов интерпретации данных ГИС позволяет значительно сократить отбор образцов пород при бурении, получить необходимую информацию в бескерновых скважинах, увеличить скорость проходки скважин и тем самым снизить стоимость бурения. Материалы ГИС можно также с успехом использовать и для стратиграфической идентификации отложений. Однако необходимо отметить, что интерпретация материалов ГИС, проводимая с целью стратиграфического расчленения вскрытых скважиной слоев горных пород, не может быть выполнена без тщательной увязки данных ГИС с материалами палеонтологических, палинологических и палеофитологических исследований, выполненных при изучении каменного материала.

Геологическое истолкование результатов обработки данных ГИС служит для решения двух основных задач: детального изучения тех интервалов разрезов скважин, которые содержат полезные ископаемые (нефть и газ) и изучения общего геологического строения нефтяных и газовых месторождений. Решение первой задачи предполагает изучение в нефтегазоносных районах не только нефтегазоносных пластов и горизонтов, но и всех пород, обладающих повышенными коллекторскими свойствами. Для этого определяют мощность пластов, их емкостно-фильтрационные характеристики, степень и характер насыщения их нефтью, газом и водой, ВНК и ГЖК. При решении второй задачи по данным ГИС стратифицируются отложения, вскрытые скважиной, сопоставляются между собой разрезы скважин, изучаются фациальная изменчивость отложений и история осадконакопления, строение и условия залегания толщ осадочных пород. По результатам интерпретации материалов ГИС строятся разнообразные карты и профили, характеризующие геологическое строение того или иного изучаемого месторождения.

Основой ГИС являются данные электрокаротажа, радиоактивного каротажа и кавернометрии. К этим данным привязываются результаты литологических, палеонтологических и других исследований, полученных в результате изучения кернового материала и шлама.

Для сопоставления с данными ГИС результатов литологических исследований последние используются не в виде обобщенных сведений по крупным подразделениям разреза, а в первичной форме – в виде сведений по каждому отдельному интервалу отбора керна. На диаграмму ГИС наносятся глубинные интервалы скважины, на которых был произведен отбор керна с указанием его выхода в процентах и краткой литологической характеристикой. На диаграмме также указывается возраст слоев. Следует отметить, что в процессе каротажа глубины измеряют более тщательно, чем при бурении, и поэтому при определении глубин надо ориентироваться на диаграммы ГИС.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Общие сведения по геологическому строению месторождения (стратиграфия, литология, тектоника)

Красноярское месторождение расположено в районе, хорошо изученном в геологическом отношении, как по результатам структурного, так и глубокого бурения, проводившегося на близлежащих структурах и месторождениях.

В региональном тектоническом плане месторождение располагается вблизи границ сразу трёх крупных тектонических зон I порядка: Жигулёвско-Пугачёвского свода, Мелекесской впадины и Сокской седловины и находится в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка. Красноярское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания с более крутым северным и пологим южным крылом. Месторождение характеризуется соответствием структурных форм по горизонтам палеозоя с усилением морфологической выраженности поднятия с глубиной.

Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона и перми, плиоцена и четвертичными образованиями.

Породы кристаллического фундамента вскрыты пятью скважинами. Самая высокая отметка кристаллического фундамента минус 2454м вскрыта скважиной №7 на глубине 2911м.

На размытой поверхности фундамента залегают отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Непосредственно на коре выветривания залегают терригенные отложения живетского яруса (старооскольский надгоризонт).

В разрезе преобладают карбонатные породы, слагающие отложения позднего девона (верхнефранский подъярус и фаменский ярус), раннего карбона (турнейский ярус, окский надгоризонт, серпуховский ярус), среднего карбона (башкирский ярус, каширский, подольский, мячковский горизонты), позднего карбона, а также ранней перми (ассельский, артинский, сакмарский и казанский ярусы).

Терригенные породы занимают подчиненное положение. Они встречаются в нижней части разреза (живетский ярус и нижнефранский подъярус), слагают косьвинский, радаевский, бобриковский и частично тульский горизонты раннего карбона, верейский горизонт среднего карбона, а также верхнюю часть разреза (частично татарский ярус поздней перми, неогеновую и четвертичную системы).

Кроме того, среди осадочных отложений встречаются эвапоритовые осадки (гипсы, ангидриты). Они присутствуют преимущественно в отложениях ранней и поздней перми (гидрохимическая свита позднеказанского подъяруса).

Месторождение является многопластовым. Промышленная нефтеносность на Красноярском месторождении связана с терригенными отложениями нижнего карбона – пласты Б-2, Б-3 бобриковского горизонта, а также карбонатными отложениями нижнего и среднего карбона – соответственно, пласт В-1 турнейского яруса, А-3 верейского горизонта и А-4 башкирского яруса.

Месторождение характеризуется невыдержанностью толщин по площади и разрезу, наличием зон литологического замещения, а также значительной изменчивостью коллекторских свойств продуктивных пластов и по степени сложности геологического строения относится к категории сложных.

Согласно гидрогеологическому районированию Красноярское месторождение относится к Волго-Уральскому нефтегазоносному артезианскому бассейну. Гидрогеологический разрез месторождения подразделяется на пять водоносных комплексов, выделенных по стратиграфическим и литологическим признакам:

1.​ карбонатно-терригенный комплекс, включающий отложения верхней, нижней перми, верхнего, среднего карбона до водоупорных аргиллитов в подошве верейского горизонта;

2.​ карбонатный комплекс башкирского, серпуховского, визейского ярусов до первого регионального (надкомплексного) водонефтеупора в нижней части тульского горизонта;

3.​ терригенный комплекс нижневизейского надгоризонта до подошвы бобриковского горизонта;

4.​ карбонатный комплекс верхнего девона и турнейского яруса до второго регионального (надкомплексного) водонефтеупора, сложенного глинисто-карбонатными осадками тиманского горизонта;

5.​ терригенный комплекс среднего и верхнего девона;

 

 

4. Обоснование постановки геофизических исследований скважин

Геофизические исследования в скважинах служат для изучения геологических разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, изучения технического состояния скважин и контроля процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. С помощью геофизического оборудования в скважинах проводят сложные работы, связанные с испытанием и вскрытием продуктивного пласта, отбором грунтов и проб пластовых флюидов, ликвидацией аварий бурильного инструмента.

Для решения перечисленных выше задач промысловая геофизика располагает значительным арсеналом геофизических методов, основанных на изучении электрических, магнитных, ядерных, упругих и других свойств горных пород. Комплекс ГИС определяется целевым назначением скважин, особенностями геологического разреза, условиями бурения и характером ожидаемой геологической информации.

Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью специальных установок, которые включают наземную и глубинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи— геофизическим кабелем, а также спуско-подьемный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. Эти установки называют автоматическими каротажными станциями.

Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной аппаратуры, источников питания, контрольных приборов и скомпонованная в виде отдельных стендов, смонтированных в специальном кузове, установленном на шасси автомобиля, носит название лаборатории каротажной станции.