Способы выделения карбонатных коллекторов с вторичной пористостью

 

В карбонатных породах отмечаются все виды пустот. В зависимости от времени возникновения они могут быть первичными (седиментационными и диагенетическими) и вторичными (постдиагенетическими).

В органогенных карбонатных породах к первичным относятся пустоты внутрираковинные, в том числе внутри рифовых построек, а также межраковинные. Некоторые карбонатные породы могут быть хемогенного или биохемогенного происхождения, они образуют резервуары пластового типа. К ним относятся прежде всего оолитовые, а также известняки с меж- или внутриоолитовой пустотностью. Слоистым или массивным известнякам свойственны пелитоморфные или скрытокристаллические, а также кристаллические структуры. В кристаллических, особенно в доломитизированных породах, развита межкристаллическая (межзерновая) пористость.

Карбонатные породы в большей мере, чем другие, подвержены вторичным преобразованиям (перекристаллизация, выщелачивание, стилолитообразование и др.), которые полностью меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации и раздоломичивания). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях может рассматриваться как коллектор с очень высокими свойствами, а в других, если нет трещин, может являться покрышкой. Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, в основном доломитизациии раздоломичивания или стилолитизации.

 

Геофизические способы выделения коллекторов основываются на следующем.

 В коллекторе происходит фильтрация бурового раствора, которая характеризуется различными признаками на диаграммах отдельных методов и обусловливает изменение показаний во времени на геофизических диаграммах, регистрируемых повторно.

 Коллекторы отличаются от вмещающих пород пористостью, глинистостью и геофизическими параметрами, тесно связанными с пористостью и глинистостью. Используя критические значения k, kи соответствующие геофизические параметры, можно отделить коллекторы от неколлекторов, сравнивая значения параметров в изучаемом пласте с критическими.

Карбонатные породы с пористостью смешанного типа и другие породы, для которых отсутствуют прямые признаки коллекторов, относят к коллекторам сложного строения. Для выделения и оценки сложнопостроенных коллекторов предусматривают специальные методики ГИС. В случае отсутствия прямых признаков существенную роль играют значения пористости, определяемые по каротажу. Этой ролью пористости вызвано изменение порядка интерпретации геофизических данных в карбонатных разрезах: вначале определяют пористость пород с учетом минерального состава, после чего в разрезе выделяют коллекторы, используя найденные значения пористости, нижнее граничное значение k_пи имеющиеся какие-либо качественные признаки.

 При выделении коллекторов сложного строения применяют методику повторных исследований, считая признаком коллектора изменение показаний на диаграммах, зарегистрированных одной и той же аппаратурой, но в разное время. Повторные замеры выполняются в период, когда в исследуемых пластах происходит формирование или расформирование зоны проникновения. Совмещая диаграммы первого и второго замеров, регистрируемые в одинаковом масштабе, выделяют коллекторы в интервалах изменившихся показаний. Эффективность повторных исследований существенно повышается при сочетании его с другими факторами:

 а) изменением гидростатического давления в скважине;

 б) изменением физических свойств бурового раствора.

 В первом случае производится либо продавка бурового раствора в пласты, либо испытание скважины пластоиспытателем на бурильных трубах. Это приводит к заметному увеличению зоны проникновения в коллекторах; либо ее сокращению или полному исчезновению. Физические свойства бурового раствора изменяют, добавляя в него различные активаторы. Добавлением соли снижают его удельное сопротивление, добавлением радиоактивного изотопа повышают удельную радиоактивность и т.д.

Выделение карбонатных коллекторов. Среди плотных разностей неглинистые межзерновые коллекторы выделяются по тем же классическим признакам: появлению глинистой корки, пониженным значениям УЭС и положительным приращениям на диаграммах МКЗ или БМК-БК, низким показаниям ГК и НГК, превышению показаний t над нижними граничными значениями для коллекторов. Выделение глинистых карбонатных коллекторов представляет сложную и далеко не всегда решаемую задачу. Как правило, для решения ее используют материалы повторных измерений.

Согласно общей пористости определенной по НК, ГГК-п и по АК вычисляется вторичная пористость пластов. Зависимость носит линейный характер: с увеличением эффективной пористости растет вторичная пористость коллекторов [5].

 

6. Испытатели пластов на кабеле — устройство, назначение, ре­шаемые задачи

 

Оценку промышленного значения пластов, выделенных по материалам геофизических исследований и геологическим данным, выполняют путем их опробования или испытания. В процессе опробования устанавливают характер насыщения, продуктивные характеристики пластов, отбирают пробы пластового флюида. Повысить эффективность опробования можно путем проведения испытаний скважины в процессе бурения по мере вскрытия перспективных объектов до спуска обсадной колонны и ее цементирования. На практике опробование в необсаженных скважинах проводят с помощью опробователей пластов на кабеле или испытателей пластов на бурильных трубах.

Испытатели пластов на каротажном кабеле (ИПК) применяются в процессе поисков и разведки месторождений углеводородного сырья с целью определения насыщенности и гидродинамических характеристик пластов-коллекторов (рис. 6.1).

 

 

Рисунок 6.1 – Устройство SU 1442646: 1 – корпус 2 – каротажный кабель; 3 – электродвигатель; 4 – редуктор; 5 – электронасос; 6 – камера; 7 –дистанционные приборы; 8 – пакерный узел; 9 – башмак; 10 – прижимное устройство; 11 – управляющая полость; 12 – дроссель; 13 – лиия задержки; 14 –одножильные провода; 15 – коммутатор.

Исследования испытателем пластов на каротажном кабеле проводятся для решения следующих задач:

- в режиме многоразового опробования или гидродинамического каротажа (ГДК);

- за один рейс прибора в скважину производится отбор малых по объему проб флюида из различных участков разреза или вдоль пласта с целью выделения коллекторов, оценки эффективных толщин, определения профиля пластового давления, продуктивности и проницаемости;

- пробы в основном содержат буровой раствор с небольшим количеством остаточного пластового флюида;

- по результатам ГДК выбирают наиболее проницаемые участки пластов-коллекторов для последующего отбора полноценной пробы в режиме ОПК.

- в режиме одноразового опробования пластов (ОПК);

- за один спуск прибора в скважину из пласта отбирается одна или две раздельных пробы флюида, по которым можно определить характер насыщения и использовать пробу для анализа компонентного состава флюида;

- возможность создания максимальной депрессии, равной пластовому давлению, позволяет извлечь из пласта флюид из мелких пор, который при обычных режимах испытания не фильтруется.

Типовые условия применения метода: применяется в необсаженных скважинах, заполненных любым раствором. Оптимально производство работ в первые дни после вскрытия объекта бурением.

Назначение испытателей:

- оценка возможности получения притока из пласта и определение характера насыщения пласта;

- установление положения газожидкостного и водонефтяного контактов;

- изучение гидродинамических параметров участков пласта;

- уточнение УЭС промывочной жидкости по стволу скважины;

- проведение исследований и отбор проб пластового флюида в необсаженных скважинах;

- поточечное опробование пластов;

- многоразовое опробование пластов;

- опробование пластов в режиме гидродинамического каротажа.

Опробователь пластов на кабеле опускают в скважину на кабеле и устанавливают против заданного интервала. Принцип работы прибора следующий. По команде с поверхности выдвигается рычаг прижимного устройства; герметизирующий элемент прибора — башмак со значительным усилием прижимается с помощью прижимного устройства к стенке скважины и изолирует небольшой участок пласта от бурового раствора в стволе скважины.

По следующей команде баллон, находящийся в приборе, соединяется с изолированным участком пласта. Давление воздуха в баллоне равно атмосферному. Так как пластовое давление значительно превышает атмосферное, то возникает поток флюида из пласта в баллон. После заполнения баллона проба герметизируется, убираются рычаги прижимного устройства. Для беспрепятственного подъема прибора на поверхность давление на участке стенки скважины под герметизирующим башмаком уравновешивается с гидростатическим давлением в стволе скважины.

Для создания дренажного канала может быть использован кумулятивный заряд. В обсаженных скважинах такой заряд необходим для создания канала в металлической колонне и цементном камне. При взрыве кумулятивного заряда образуются газы слож­ного состава, которые попадают в баллон и затрудняют выполнение компонентного анализа газов, отобранных из пласта. Поэтому в большинстве случаев в необсаженных скважинах пробы флюида отбираются без выстрела кvмvлятивнoгo заряда. При исследовании нефтяных и газовых скважин механические операции (перемещение прижимных башмаков, открытие и закрытие клапана пробосборника) осуществляются с помощью давления гидростатического столба жидкости в скважине.

Приток пластового флюида из пласта в баллон возникает за счет большего перепада давлений. Создаваемая депрессия воздействует на окружающие горные породы и оказывает существенное влияние на характер отбираемой пробы. Поток пластового флюида при больших депрессиях выносит частицы горной породы, способствует очистке прискважинной зоны пласта, удалению глинистой корки со стенок скважины. Кроме того, при большой депрессии создается область дегазации в зоне возмущения, и это позволяет даже при наличии глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт извлекать углеводороды из остаточного пластового флюида и за счет этого получать информацию о характере насыщения пласта. Однако при исследовании пластов с неглубоким проникновением раствора информация о характере насыщения пласта получается более надежной [6].

Для анализа получаемых результатов используют индикаторные диаграммы притока и давления; контрольные замеры давления в бал­лоне; данные анализа отобранной пробы. В отобранной пробе измеряют объем газа, воды, нефти. Определяют компонентный состав газа, плотность, вязкость, люминесцентную характеристику флюида, удельное сопротивление воды, фракционный состав нефти. Диаграммы давления позволяют выделить в разрезе проницаемые и непроницаемые пласты. Эти материалы могут дать также предварительную информацию о характере насыщения.

При неглубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт интерпретация результатов опробования затруднений не вызывает. Состав пробы соответствует характеру насыщения пласта. Глубокое проникновение искажает картину. В этих случаях фильтрат раствора и пластовую воду различают по данным химического анализа и удельному сопротивлению пробы. Характер насыщения оценивают по составу и количеству газа, поступившего в пробу из зоны с остаточным нефтенасыщением.

7. Как гео­физическими методами определить место прихвата бурового инструмента в скважине

 

Во время бурения на нефтяных месторождениях часто происходит прихват бурильных труб в скважине. Основными причинами этой нежелательной ситуации являются следующие:

- Недостаточная циркуляция бурового раствора, что приводит к накоплению шлама в скважине;

- Недостаточный вес бурового раствора, что приводит к обвалу скважины;

- Избыточный вес бурового раствора, что приводит к залипанию;

- Особенности литологии породы, например гидрофильные глины, разбухающие в присутствии воды;

- Особенности структуры пород, например некоторые осадочные породы могут образовывать длинные узкие линзы;

- Касательные тектонические напряжения, приводящие к обвалу скважины;

- Неправильный состав бурового раствора, что приводит к неэффективной или легко расслаивающейся глинистой корке;

- Различные неисправности буровой установки, на вышке и подводном оборудовании, что приводит к длительным перерывам вращения трубы, в перемещении или циркуляции бурового раствора;

- Различные неисправности колонны труб;

- Последняя в списке, но не последняя по важности причина заключается в человеческих ошибках.

Факт прихвата трубы считается аварийной ситуацией и обычно включается во время простоя. На этапе предварительного (так называемого "разведочного") бурения почти в 1/3 скважин происходят прихваты труб.

Если стандартные меры освобождения от прихвата, например активация буровых ясов, повышение циркуляции бурового раствора, изменение веса бурового раствора и т.д., оказываются неэффективными, то начинается ремонтная операция под названием "аварийное извлечение части колонны". Типичная последовательность действий при подъеме трубы следующая:

1. Определение наиболее вероятного положения "свободной точки" - самого нижнего сечения трубной колонны, которое еще остается свободным.

2. Восстановление циркуляции бурового раствора - в некоторых случаях рекомендуется перфорировать трубу ниже свободной точки и восстановить циркуляцию бурового раствора от этой точки вверх. Интенсивный поток бурового раствора может вытеснить препятствие вверх.

3. Извлечение свободной трубы - труба выше свободной точки отделена от прихваченного нижнего участка и может быть извлечена на поверхность. Множество хитроумных механических, взрывающихся и химических устройств используются для разделения трубной колонны.

4. После извлечения бурильщики начинают так называемые "ловильные" работы, пытаясь захватить остаток трубной колонны и вытащить его из скважины. При условии надежного захвата задача, по существу, возвращается к вышеуказанному пункту 1, но теперь скважинная компоновка состоит из дополнительных буровых яс, плашки ловильного инструмента для захвата оставшейся части и разъединительного переходника для быстрого разъединения в случае дальнейших неисправностей.

5. Если ловильные работы пройдут удачно, то бурение скважины продолжается как обычно. Если ловильные работы будут частично неудачными, то бурильщик имеет выбор либо пробурить боковой ствол, который обходит остаток колонны, либо ликвидировать всю скважину. Важно понять, что без выполнения операции по подъему трубы (согласно вышеуказанному пункту 2) авария не может быть устранена путем обхода вторым стволом или ликвидирована безопасным и экологически приемлемым способом [7].

Как показано выше, процедура нахождения свободной точки важна для общего успеха операции по подъему трубы и даже может быть применена несколько раз во время одной попытки подъема трубы. Аварийное извлечение части колонны является одной из наиболее опасных операций на буровой и иногда приводит к производственному травматизму и даже гибели персонала.

В настоящее время в нефтедобыче существует три способа определения положения свободной точки:

1. Определение положения свободной точки, основанное на замере удлинения трубы с поверхности.

2. Скважинное определение свободной точки, основанное на закреплении датчиков напряжения и крутящего момента.

3. Скважинное определение свободной точки, основанное на магнитных метках.

 

 

---

Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 2036; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!