Новые результаты исследования нефтегазовых скважин

Антонов Ю.Н., Эпов М.И.
ИНГГ СО РАН
К.Н. Каюров
НПП ГА "ЛУЧ"
ПРАКТИКА ВИКИЗ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
С СОЛЕВЫМИ БИОПОЛИМЕРНЫМИ РАСТВОРАМИ
Аномальные искажения электромагнитных откликов ВИКИЗ обсуждаются на основе геологической модели с косым чередованием ритмов (циклов) накопления осадочного материала и
данных люминесцентного анализа керна с оценкой легкой и тяжелой фракций нефти в каждом цикле осадка.
Предисловие. Доля трудно извлекаемой нефти становится все более весомой в общем объеме запасов в залежах. Это в полной мере относится к продуктивным отложениям юры, которые являются объектом для интенсивного
исследования и разработки в настоящее время.
В недрах Сургутского свода наибольший интерес по продуктивности представляет пласт ЮС2-1. Здесь выявлено Большое Сургутское месторождение, которое находится под меловыми отложениями ряда крупнейших месторождений
восточного склона Сургутского свода [12]. Сложность песчано-алевритовых отложений этого месторождения характеризуется разрывным распространением,
размывами и переносами осадочного материала в рельефные неоднородности
основания. Петрофизические характеристики пласта имеют относительно низкие пористость и проницаемость. Установлено, что распространение пласта
ограничено юго-восточной и центральной частями свода. В западном направлении пласт выклинивается.
Слоистость является основным текстурным признаком осадочных пород.
На этот признак необходимо обратить внимание, поскольку с ним связано дальнейшее обсуждение результатов измерений в горизонтальных скважинах. Многообразие обстановок осадконакопления с различными видами слоистости по1
дробно представлено в ряде капитальных работ [1, 7, 8, 9, 16, 17, 19, 20, 23].
Слоистость может быть определена изменением гранулометрического состава в
направлении накопления осадка. При этом изменение размеров зерен сопровождается ориентировкой некоторых минеральных частиц по направлению потока. В работе [1] показаны два основных механизма образования слоистости, а
именно: 1) за счет донного или придонного перемещения осадка и 2) отвесным
его оседанием. Основная доля приходится на отложения с косой слоистостью.
При этом отложения с косой слоистостью могут быть мелкомасштабными
(миллиметры), среднемасштабными (сантиметры и дециметры) и крупномасштабными (метры и десятки метров) в зависимости от динамики потоков.
Отражение обстановок осадконакопления в данных каротажа представлено
в перечисленных источниках чрезвычайно скупо. Из электрометрических методов приводятся те методы, которые отражают литологические признаки осадков. Это - диаграммы самопроизвольного потенциала скважины (ПС) и метода
естественной гамма активности пород (ГК). Насыщение осадочных пород пластовыми флюидами, обычно, не рассматривается.
Исследования образцов горных пород в ультрафиолетовом освещении оказались весьма полезными для подтверждения литологической и фильтрационной неоднородности слоистых текстур. Метод люминесценции позволяет увидеть не только косую слоистость коллектора, но и неоднородный состав нефти
по различным оттенкам свечения керна, которое связывают изменениями состава нефти от легких до тяжелых фракций. Этот важный физический феномен положен нами в основу модели слоистого пласта с различной проницаемостью
слоев.
Солевые биополимерные растворы (СБР) на водной основе используются
при бурении горизонтальных скважин в залежах с трудно извлекаемой нефтью.
Такие залежи характеризуются низкой проницаемостью. Применение СБР обеспечивает сохранность проницаемости коллектора в отличие от глинистых растворов. Вместе с тем, аномально минерализованная вода СБР, проникая в проницаемые интервалы, является индикатором фильтрационной неоднородности
2
слоев внутри нефтеносного пласта. Электропроводность фильтрата, превышая
пластовые воды на порядок и более, активирует проницаемые интервалы аномальным уменьшением удельного электрического сопротивления. При гранулометрической неоднородности слоев внутри пласта, насыщенного нефтью, существуют предпосылки к неравномерной их проницаемости. Проницаемые части слоев, заполненные аномально соленым фильтратом, создают контраст
электрических свойств с низко проницаемыми интервалами слоев, насыщенных
более вязкой нефтью. Измерения методом ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с СБР, поставили несколько вопросов. Вызывает сомнение регулярное чередование аномальных откликов от среды на диаграммах зондирования разреза
большой протяженности (иногда, длиной несколько сот метров). Отражают ли
измерения геологическое строение разреза, а не техногенные процессы, формируемые бурением? Можно ли ожидать, что аномалии измеряемого параметра
обусловлены фильтрационно-емкостными неоднородностями в слоях? Могут ли
тонкие слои быть представлены неоднородным распределением электрических
свойств по их толщине, которые фиксируются зондированием при существенном искажении кажущихся величин удельного сопротивления, заведомо не соответствующих фактическим?
На практических диаграммах ВИКИЗ слоистое чередование обнаруживается и в отложениях, насыщенных водой. В таких разрезах кажущиеся значения
измеряемого параметра тяготеют к низким величинам удельного сопротивления. Эти факты подтверждаются результатами добычи пластовой жидкости. Отличительные особенности диаграмм, полученных в нефтеносных и водоносных
отложениях песчаников, вскрытых на СБР, будут обсуждаться ниже.
Зонды ВИКИЗ.
Аппаратурно-методический комплекс ВИКИЗ в различных модификациях
наиболее широко применяют в ОАО “Сургутнефтегаз” для исследования горизонтальных скважин и боковых стволов, начиная с 1994 г. Здесь, горизонтальными скважинами добыто нефти на уровне близком к 20 млн. т. и боковыми горизонтальными скважинами - более 13,8 млн. т. [13, 14]. Внедрение солевых
3
биополимерных растворов началось в ОАО “СНГ” с 2000 г. Кратность добычи
нефти увеличилась в горизонтальных скважинах в 2,5 – 8 раз, а для наклонно
направленных скважин – в 1,5 - 2 раза. К 2005 году на солевых растворах пробурено более 300 новых скважин [15]. Основной объем электрометрических исследований скважин выполнен методом ВИКИЗ.
Аппаратура ВИКИЗ содержит пять индукционных геометрически подобных зондов. Подобие означает, что все конструктивно одноименные расстояния
между катушками зондов изменяются, например, при последовательном увеличении длин зондов, пропорционально √2. При этом рабочие частоты зондов
уменьшаются последовательно в 2 раза. Таким образом, зонды ВИКИЗ построены по принципам геометрического и электродинамического подобия. По данным математического моделирования канонических моделей каротажа определены оптимальные соотношения между параметрами подобия, названные нами
изопараметрами. Изопараметр геометрического подобия определяется отношением размера базы измерения к максимальной длине зонда. Для всех зондов это
отношение равно 0,2. Изопараметр электродинамического подобия отражается
произведением длины зонда в квадрате на его рабочую частоту. Это произведение для максимальных длин зондов равно 3,5·106 [м2· Гц]. Отсюда, например,
для зонда 1м рабочая частота равна 3,5·106 [Гц].
В качестве интерпретационного параметра используют фазовые компоненты электродвижущих сил, индуцируемых в измерительных катушках зондов. Фаза гармонического колебания (от греческого phases – появление) определяет состояние колебательного процесса в определенный момент времени.
Например, нулевые уровни сигналов в измерительных катушках зонда, различно удаленных от источника, возникают в различные временные моменты. В
эти моменты регистрируют сдвиг между фазами сигналов. В однородной среде
фаза в ближней катушке меньше, чем в дальней катушке. Разность между фазой сигнала в дальней катушке и фазой в ближней катушке является регистрируемым параметром, который связан с электропроводностью среды.
4
Разность фаз обладает "фокусирующими" свойствами. Разностный способ
измерения исключает равные по величине сигналы (помех), в частности, от
скважины. По мере увеличения длины зонда, фокусирующие свойства распространяются на все большие объемы среды вокруг скважины.
Свойства фокусировки доказаны измерениями в скважинах, а также расчетами полей в канонических моделях сред [4, 22]. Действительно, эти закономерности наилучшим образом выполняются в разрезах с симметричным строением электрических неоднородностей относительно оси зондов и скважины. В
наклонных скважинах, с небольшими углами отхода ствола от вертикали (до
40-50 градусов), заметных искажений также не наблюдается, если контрастность электрических свойств между скважиной и средой имеет умеренные величины, которые, по крайней мере, находятся в пределах технических характеристик для зондового устройства скважинной аппаратуры.
При бурении горизонтальных скважин модельная база может быть существенно более сложной не только за счет асимметричного строения структурно
неоднородных слоев относительно скважины. Усложнение возникает при использовании буровых растворов с аномальными значениями электрической
проводимости – 20 Сим/м и более. Водный фильтрат таких растворов создает
большие перепады удельного сопротивления в средах с седиментогенной неоднородностью.
Модели электрического каротажа. Все виды электрического каротажа
интерпретируются на основе подбора подходящей модели среды с заданными
значениями модельных параметров. Известны одномерные, двумерные и трехмерные модели [22]. Интерпретация данных каротажа выполняется, в основном,
в рамках одномерных моделей с симметричными границами сред относительно
скважины. Радиальные зондирования методами БКЗ и ВИКИЗ позволяют получать удовлетворительное определение истинного значения удельного сопротивления пластов в достаточно однородных структурно-текстурных условиях осадконакопления.
5
В средах сложного строения, когда пласты сформированы “ритмически
сортированной слоистостью” [1] с наклоном слоев осадочного материала, модельная ситуация становится существенно отличной от канонических моделей.
Характерная особенность ритмически сортированной слоистости заключается в
том, что в каждом последующем элементе осадка наблюдается одна и та же закономерность: постепенное утонение гранулометрического состава снизу вверх
по наслоению внутри пласта с резкими границами между слоями (слойками).
Такие текстурно-структурные неоднородности внутри пласта, в целом, влияя на
фильтрационные свойства породы, обнаруживаются на керновом материале. В
частности, исследования поверхностей разреза керна вдоль колонки в ультрафиолетовом освещении выявляют неравномерность люминесценции. Неоднородность отраженного свечения связывают как со структурными и текстурными
неоднородностями, так и с неоднородным составом нефти (от легких до тяжелых фракций). При этом тяжелые фракции нефти содержатся в наиболее дисперсных интервалах осадка, легкие – в наиболее грубообломочных интервалах
керна.
На основе канонизированных моделей обычно определяют среднестатистические параметры насыщения коллекторов по данным дискретного радиального зондирования методами электрометрии. Качество определения зависит от
достоверности восстановления истинных величин удельного сопротивления залежи [22]. Однако сложное строение осадочных пород не всегда адекватно интерпретационным моделям каротажа.
Вскрытие осадочных пород горизонтальными скважинами можно отнести к
сложным условиям со многими неизвестными. Обоснование модельной базы
становится гипотетическим из-за отсутствия данных о текстуре и структуре
осадков по их пространственной протяженности даже в одном и том же продуктивном пласте. Условия каротажа, выполняемые в горизонтальных скважинах, в
частности, методом ВИКИЗ, существенно осложнились в связи с применением
солевых биополимерных буровых растворов (СБР и им подобных).
6
Солевые биополимерные растворы. Выбор бурового раствора с заданными требованиями во многом предопределяет успех бурения наклонно
направленных и горизонтальных скважин в песчано-глинистых отложениях.
Эффективность СБР доказана практикой. Добыча нефти при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин увеличилась кратно от 2 до 8 раз.
Такой опыт подтверждают данные о добываемой нефти из пласта ЮС2-1 на ряде
месторождений восточного склона Сургутского свода [5].
Разработка новых технологий при бурении скважин с наклонным и горизонтальным завершением забоя сопровождается совершенствованием рецептур
буровых растворов. Важным компонентом растворов является повышенное содержание минеральных солей с концентрацией от 30 до 200 кг/м3.
Солевые биополимерные буровые растворы имеют ряд преимуществ по
сравнению с глинистыми растворами. Одно из них заключается в сохранении
фильтрационных свойств коллекторов с относительно низкой проницаемостью.
Толщина пленок связанной воды достигает значительных размеров в порах пород с высоко развитой удельной поверхностью [23]. Фильтрационные свойства
таких пород характеризуются пониженной проницаемостью. Известно, что количество адсорбированного вещества на поверхности минеральных частиц повышается с увеличением его концентрации в растворе, вытесняя из адсорбционного слоя молекулы воды
[24]. Такие условия, вероятно, способствуют
большему “раскрытию” поровых каналов для пластовых флюидов в гидрофильных коллекторах. Солевые биополимерные буровые растворы обеспечивают
безаварийное бурение, имеют хорошие флоккулирующие свойства к шламу,
стабильны в морской воде, имеют высокую термостойкость [6].
Особое внимание в технологическом процессе бурения обращается на
вскрытие интервалов разреза, представленного глинами. Устойчивость стенок
скважины на интервале глин решается различными путями. При использовании
слабо соленых ПЖ увеличивают плотность раствора введением различных утяжелителей. Однако бурение наклонных скважин в глинистых отложениях не всегда бывает успешным. Причины могут быть различные. Наиболее простое объ7
яснение связывают с частичным снятием гидростатического давления при подъеме бурового инструмента (поршневой эффект). С неполным выносом шлама. За
счет явления осмоса, создающего аномальное давление в глинах. Этот процесс
обусловлен стремлением контактирующих водных фаз в скважине и в пласте к
термодинамическому равновесию и выравниванию их концентраций. Осмотическое давление может достигать 24 МПа и более [6].
Удовлетворить все необходимые требования к буровым растворам практически весьма затруднительно и, чаще всего, не удается. Это во многом определяется разнообразием геологических условий. Для Среднеобского нефтегазоносного региона были предложены новейшие буровые растворы для врезки боковых
стволов из скважин старого фонда [2, 3, 11, 18]. Решение определилось путем
разработки растворов с применением биополимеров, что позволило отказаться от
введения глинистых материалов. При относительно небольшом объеме вносимых солей (30-50 кг/т) утяжеление раствора обеспечивают, например, мраморной
крошкой. СБР отличается низкой проницаемостью “штукатурящей” пленки на
вскрываемой поверхности коллектора. Однако такая эффективность наблюдается
на интервале коллекторов с трудно извлекаемой нефтью, проницаемость которых
меньше 80∙10-3 мкм2 [18].
Авторы работы [6] отмечают, что, наряду с такими важными свойствами
растворов как стоимость, экологические и другие качества, промывочные жидкости, в том числе и СБР, не должны создавать трудности непреодолимого
характера при проведении геофизических исследований в скважинах. Решение
проблемы можно решить путем снижения минерализации СБР, сохранив его положительные характерные качества. При этом электромагнитные индукционные
зондирования сохраняют свою результативность при оценке эффективных мощностей в разрезах ГС. Эти возможности будут обсуждаться при анализе данных
ВИКИЗ в скважинах с СБР.
Рассмотрение электрических свойств СБР в условиях отложений неокома и
юры для Сургутского и Вартовского сводов показывает следующее. По данным
работы [10] средние значения геотермических градиентов нефтегазоносных об8
ластей Среднего Приобья составляют: (2,9-3,5) 0С на 100 м для Сургутского района и (3,5-4,4) 0С на 100 м для Нижневартовского района.
В таблице 1 приведены удельные сопротивления буровых растворов и пластовых вод в осадочных породах Среднеобской области Западной Сибири по
данным [10] с дополнениями.
Таблица 1.
Возраст осадочных
пород
Апт-альб-сеноман
Пласт - ПК
Готерив-баррем
Пласт - АС 4-12
Пласт - АВ 1-8
Валанжин-готерив
Пласт - БС 1-23
Пласт - БВ 0-23
Юра
Пласт - Ю
Районы
Сред. УЭС ПЖ при УЭС
Сред.
t0С 30/140 [кг/м3] пл.воды t0C
45
0,15 / 0,045 0,27
49
УЭС ПЖ при
30/140 [кг/м3]
0,20 / 0,042
УЭС
пл. воды
0,23
61
0,13 / 0,038
0,21
67
0,12 / 0,033
0,16
77
0,11 / 0,03
0,17
78
0,10 / 0,028
0,11
85
0,09 / 0,028
0,12
87
0,07 / 0,024
0,07
Сургутский
Нижневартовский
Скважина с солевым буровым раствором является хорошим ионным проводником для электрического тока. Поэтому методы электрического каротажного зондирования в большей мере шунтируются высокой электропроводностью
бурового раствора, нежели методы электромагнитного каротажа. Манипулируя
параметрами индукционных датчиков и пространственным их размещением,
удается ослабить или исключить отклики-помехи от различных условий в скважинах. Такими возможностями обладают различные относительные характеристики электромагнитного поля и, в частности, разность фаз, используемая в методе ВИКИЗ.
Следует отметить, однако, что проблема интерпретации данных, получаемых в разрезах горизонтальных скважин с солевыми растворами, потребовала
детального исследования более сложных моделей, чем используемые канонизированные модели каротажа. И это связано, не столько с условиями параметров
скважины, сколько с особенностями слоистых текстур осадков и воздействия
процессов бурения, способных формировать техногенные неоднородности в по9
родах. Например, коллекторы с косой слоистостью внутри пластов, даже однородные по литологии, могут отличаться размерами зернистости в ритмах осадконакопления. Детальные исследования кернового материала продуктивных
пластов подтверждают, в частности, неравномерность состава нефти в слоях с
ритмичной (циклической) дисперсностью. В дисперсной части слоя содержится
более вязкая нефть, часто с повышенным содержанием смолистого вещества
или асфальтенов [21]. В таком пласте, вскрытом горизонтальной скважиной под
малыми углами встречи с границами слоев, формируется зона проникновения
вдоль косых слоев. При этом проницаемая часть слоев становится наиболее
низкого удельного сопротивления относительно непроницаемого интервала самого слоя и смежного с ним, отличаясь, довольно часто, более чем на порядок.
Благодаря высокой разрешающей способности зондов ВИКИЗ, зондированием
обнаруживают структурную неоднородность слоистых текстур продуктивного
пласта, что позволяет судить об эффективной, фактически способной отдавать
нефть, мощности пласта.
Зондирование горизонтальных скважин.
Применение солевых растворов, фактически, электролитов, отразилось отрицательным образом на интерпретации данных электрометрии. Практически,
такие условия исключили применение традиционных методик оценки объемного
содержания нефти в коллекторах.
В качестве примера на рис. 1 (а - б - в) показаны фрагменты диаграмм, полученные в одной из горизонтальных скважин Савуйского месторождения. Бурение скважины выполнялось с применением СБР максимально низкого удельного
сопротивления (0,03 - 0,04 Ом·м).
На левом поле фрагментов приведены диаграммы ГК, кривые абсолютной
глубины траектории скважины и кривая азимута (наклона) скважины. На правом
поле фрагментов даны диаграммы ПС и ВИКИЗ. Фрагменты диаграмм представлены тремя разными масштабами глубин по длине скважины: 1/1000, 1/200 и
1/50. Укрупненные масштабы обозначены соответствующими интервалами относительно шкалы глубин: 100м для фрагмента (б) и 35м для – (в). Шкалы разности
10
фаз на фрагментах диаграмм ВИКИЗ представлены различными значениями цены одного деления: 100, 50 и 2,50. Аналогичные изменения в масштабе цены деления были сделаны для электрода ПС. Такое представление диаграмм ПС и
ВИКИЗ делает более наглядным анализ формы кривых по профилю каротажа и
значениям измеряемого параметра.
Фрагменты диаграмм, полученные в одной из горизонтальных скважин. На левом
поле представлены наклонный и горизонтальный интервалы песчано-глинистого разреза (М = 1:1000). На среднем поле – два отрывка диаграмм из горизонтального интервала (М = 1:200). На правом – крупномасштабный интервал (М = 1:50). Разрез
вскрывался на СБР.
Приведенные данные ВИКИЗ являются типичными из числа многочисленных результатов, получаемых в разрезах продуктивных пластов терригенного
типа, вскрываемых на СБР.
Диаграммы на фрагменте “а” (рис.1) охватывают интервалы наклонного
и горизонтального бурения. Наклонный интервал скважины длиной 200м прошел через ачимовскую, баженовскую и васюганскую свиты. Горизонтальный
11
интервал ствола длиной 300м находится в тюменской свите. Кровля свиты
находится на абсолютной отметке 2740 м. Наклонная часть скважины выделяется сносом линии траектории скважины через четыре с половиной сорокаметровых интервала между отметками 2760 м / 2600 м и 2940 м / 2725 м (числитель –
отметка по длине скважины, а знаменатель, это – абсолютная её глубина).
Ачимовская свита выделяется повышенной дифференциацией естественной радиоактивности (в пределах 2-12 мкР/час) вплоть до кровли баженовской
свиты. Показания зондов ВИКИЗ (в этом же интервале разреза) также значительно дифференцированы. Зондированием выделяются проницаемые интервалы низкими значениями УЭС, а уплотненные слои – повышенными значениями
УЭС. Средние значения кажущихся УЭС увеличиваются от 3,7 до 6 Ом·м (зонд
2,0м) и аномальными значениями, на этом фоне, до 11-13 Ом·м.
Баженовская свита отмечается характерными для этих отложений аномалиями естественной радиоактивности по данным ГК и значительным повышением кажущихся величин удельного сопротивления по ВИКИЗ. При этом диаграммы занимают промежуточные значения между ачимовскими и васюганскими отложениями.
Васюганская свита выделяется между отметками 2847 - 2943м. Этот интервал характеризуется относительно низкими значениями кажущихся удельных сопротивлений в диапазоне от 5,5 до 11,5 Ом·м по средним показаниям
длинного зонда ВИКИЗ. По данным метода ГК интервал васюганских отложений отмечается менее дифференцированными амплитудами гамма-активности,
чем песчано-глинистые толщи ачимовской свиты.
Тюменская свита. Её кровля отмечена на диаграммах ВИКИЗ аномально
низким кажущимся удельным сопротивлением, которое совпадает с границей
резкого снижения естественной радиоактивности на отметке 2943м. После погружения скважины примерно на пять метров по абсолютной глубине от подошвы слоя низкого удельного сопротивления, скважина вошла в нефтяную залежь пласта ЮС2-1. На рис. 1 горизонтальная часть скважины длиной более
трехсот метров представлена диаграммой абсолютной глубины, которая изме12
няется колебательно в пределах “коридора”, не превышающего 4-х метров.
Здесь же показана диаграмма измерения зенитного угла (наклона) скважины в
горизонтальном интервале.
По данным диаграмм ВИКИЗ и ГК горизонтальный разрез пласта ЮС2-1
имеет различные характеристики между отметками глубин 2950 – 3120м и 3120
– 3260м. В первом интервале показания зондов ВИКИЗ отмечают максимальные
значения кажущихся удельных сопротивлений. Этот же интервал выделяется
минимальными значениями естественной радиоактивности по методу ГК. Второй интервал, соответствующий заглублению скважины, характеризуется небольшим снижением показаний кажущегося удельного сопротивления по данным длинных зондов ВИКИЗ и небольшим увеличением естественной радиоактивности по ГК.
Отмеченные изменения геофизических характеристик продуктивного пласта можно объяснить измельчением структуры осадка, что приводит к увеличению связанной воды.
Диаграммы на фрагменте “б” (рис.1) представляют стометровый интервал предыдущего фрагмента (выделен штриховой линией) в масштабе 1:200.
Масштабы шкал разности фаз, измеряемой зондами ВИКИЗ, расширены в два
раза относительно предыдущего фрагмента, а масштаб кривой потенциала, регистрируемого электродом ПС, увеличен в пять раза относительно исходного.
Диаграмма ГК значительно дифференцирована при относительно низком
уровне естественной радиоактивности. Однако сходства диаграммы ГК с диаграммами электрометрии не наблюдается. Диаграммы ВИКИЗ и ПС, как видно
на диаграммах, синхронно дифференцированы.
Диаграммы на фрагменте “в” (рис.1)
представлены методами ПС и
ВИКИЗ в еще более увеличенных масштабах. Экстремумы кривой ПС с высокой детальностью соотносятся с диаграммами ВИКИЗ. Низкие значения УЭС на
кривых ВИКИЗ вызваны проникновением солевого раствора в проницаемые интервалы слоев. Потенциалы электрода ПС в этих же условиях также отражают
13
электропроводность среды. Подтверждением является внешнее сходство конфигурации кривой ПС с кривыми зондов ВИКИЗ.
Экстремальные показания диаграмм ВИКИЗ, представленные на рис.1,
смещаются к уровню нулевых (иногда, отрицательных) значений измеряемой
разности фаз и приурочены к прослоям повышенного удельного сопротивления.
Близкие к нулю значения разности фаз соответствуют бесконечно большой величине кажущегося удельного сопротивления. Отрицательные значения разности фаз в еще большей степени не согласуются с действительными значениями
удельных сопротивлений среды. Следовательно, отрицательные «выбросы»
разности фаз на диаграммах каротажа отражают сложное взаимодействие компонент электромагнитного поля. На вихревые токи проводимости оказывают
влияние электрические заряды, возникающие на границах раздела слоев. Величина зарядов тем больше, чем больше асимметрия границ слоев к оси индукционных зондов. При этом смена знака зарядов происходит синхронно и противофазно с частотой вихревых токов.
Реальные среды, представляемые наклонной слоистостью с контрастными
изменениями удельного сопротивления от слоя к слою, со всей очевидностью,
нарушают осевую симметричность электромагнитных полей и тем больше, чем
меньше угол встречи оси зондов с границами сред. Именно эти особенности будем обсуждать ниже при моделировании косой слоистости.
В качестве второго примера на рис.2 приведены результаты каротажа в горизонтальной скважине Северо-Юрьевского месторождения, расположенного
на северо-восточном склоне Сургутского свода. Бурение скважины проводилось на СБР с высокой концентрацией соли.
Результаты каротажа, полученные в горизонтальном интервале пласта
ЮС2-1 длиной 340м (скважина 4G), представлены методами радиоактивного каротажа (ГК и ННКт) и ВИКИЗ в масштабе 1/500. Траектория скважины, начиная
с отметки глубин 3020м / 2707м, вышла из обсадной колонны в пласт под углом
наклона от вертикали 850. Уже на отметке 3050м угол наклона достиг значения
890. В дальнейшем, при наращивании длины скважины, угол достигал макси14
мального значения в 930 и минимального – 880. Весь горизонтальный интервал
пройден в достаточно узком коридоре (не более двух метров) с небольшими колебаниями абсолютной глубины. Забой скважины завершился бурением на отметках 3360м / 2709м.
Результаты каротажа горизонтальной скважины методами РК и ВИКИЗ (М =
1:200) в интервале переходной зоны продуктивного коллектора с высоким содержанием пластовой воды низкой солености. Соленость фильтрата бурового раствора на
порядок выше.
На рис.2 данные ВИКИЗ отличаются не очень высокими значениями кажущегося удельного сопротивления в коллекторе, внутренняя слоистость которого такая же, как и на рис.1. Здесь горизонтальный разрез представлен, в основном, прослоями с невысокой контрастностью удельных сопротивлений.
Средние значения удельного сопротивления по данным длинного зонда ВИКИЗ
изменяются от 7,5 Ом∙м до 10-15 Ом∙м. В разрезе вскрыты прослои уплотненных пород. Эти прослои выделяются резкими завышениями кажущихся удельных сопротивлений, когда разность фаз приближается или переходит через уровень нулевых значений. По данным электромагнитного зондирования весь ин15
тервал горизонтальной скважины оказался на глубине с повышенным содержанием пластовой воды. В этой связи рассмотрим разрезы этого же пласта, по
данным исследования вертикальной (5v) и наклонной (3n) скважинами, которые
размещены в ближайшем окружении от скважины 4G. Бурение указанных (вертикальной и наклонной) скважин выполнялось на пресном глинистом буровом
растворе.
Диаграммы каротажа, полученные в вертикальной (слева) и наклонной (справа)
скважинах, расположенных в окрестности горизонтального ствола (рис.2). Глинистый
буровой раствор приготовлен на пресной воде.
На рис.3 приведены соответствующие диаграммы каротажа, полученные в
разрезе пласта ЮС2-1. Масштаб диаграмм – 1/200. Мощность пласта в разрезе
скважины 5v около 9м при угле отхода скважины от вертикали – 3 градуса. В
скважине 3n фактическая мощность пласта меньше и равна 7м. При этом угол
отхода скважины от вертикали равен 60 градусам, а угол встречи с границей –
30 градусов. В скважине 5v верхняя нефтяная часть пласта не превышает 5м и
характеризуется незначительным содержанием подвижной пластовой воды.
Форма кривой ПС указывает на то, что эта часть пласта сформирована в период
16
отхода высокого стояния моря, что привело к отложению более крупных частиц
осадка. Ближе к подошве пласт сформирован более тонким дисперсным осадочным материалом. Это способствовало увеличению связанной воды (до 60%) и
снижению удельного сопротивления.
В скважине 5v диаграммы ВИКИЗ инвертируют на всем интервале пласта,
что является предпосылкой наличия подвижной пластовой воды, включая верхнюю часть коллектора. Максимальное кажущееся удельное сопротивление равно 8,6 Ом∙м.
В наклонной скважине 3n верхняя часть пласта (около 4-х метров) имеет
более высокое кажущееся удельное сопротивление - 24 Ом∙м. По данным
ВИКИЗ здесь отсутствует подвижная пластовая вода. Извлечением пластового
флюида (при эксплуатации скважины) установлена низкая водоотдача при дебите нефти более 20т/сутки.
Высокие величины водоудерживающей способности юрских отложений
вызывают, в целом, снижение удельного сопротивления продуктивного пласта.
Таким образом, приведенные данные позволяют констатировать, что эффективное насыщение коллектора завершается на абсолютной глубине равной
2707м. Снижение траектории горизонтальной скважины 4G на этот уровень
или ниже приводит к уменьшению удельного сопротивления при низком содержании или отсутствии подвижной нефти. Таким образом, рассмотренные
особенности насыщения пласта ЮС2-1 в разрезе вертикальной и наклонной
скважинах являются достаточным доказательством того, что горизонтальная
скважина 4G оказалась в зоне пласта с относительно невысокими значениями
удельного сопротивления.
Возвращаясь к диаграммам рис.3, отметим особенности осадконакопления
выше кровли продуктивных толщ пласта ЮС2-1. Можно предполагать, что кровля пласта являет собой завершение регрессивного этапа отложений песчаного
материала. Выше кровли пластов ЮС обстановка осадконакопления изменилась, что привело к отложению алеврита, а затем глинистого материала. Этот
интервал, в целом, выделяется высокими значениями естественной радиоак17
тивности и адсорбционной активности. Однако электрические свойства этого
интервала различаются контрастными изменениями кажущегося удельного сопротивления. Нижняя часть глин, имея аномально низкое удельное сопротивление, представлена, вероятно, тонко отмученной не полностью уплотненной глиной. Эту серию отложений можно квалифицировать хорошим экраном, удерживающим нефть в пласте ЮС2-1.
Предварительные выводы. Главное, что отличает данные ВИКИЗ в горизонтальных скважинах, вскрываемых на солевых биополимерных растворах, заключается в следующем.
1. По результатам зондирования внутренняя структура и текстура пластовколлекторов представляется слойчатыми отложениями с неравномерными
фильтрационными свойствами.
2. Вызванная бурением контрастность электропроводности в слойчатых
отложениях приводит к искажению измеряемых величин (разности фаз) от
установленных закономерностей, свойственных нормальному разрезу. В частности, разность фаз может быть уменьшена до таких значений, которые не соответствуют электрическим свойствам среды.
3. Песчано-глинистые пласты, сформированные в процессе накопления
осадков косыми слоями (слойками), являют собой коллекторы с неравномерной
проницаемостью для пластовых флюидов. При этом нижняя часть слойчатых
текстур с более высокой проницаемостью чередуется с прослоями низкой проницаемости. Фильтрат высокой электропроводности, проникая в проницаемые
интервалы, становится индикатором фильтрационной неоднородности слоев.
4. Асимметрия слоев осадочного материала относительно оси индукционных зондов ВИКИЗ приводит к возникновению осциллирующих электрических
зарядов на границах раздела слоев, взаимодействие которых с вихревыми токами искажает фазовые компоненты электромагнитного поля.
5. Отсутствие данных о фактическом пространственном наклоне слоев является одним из необходимых параметров для корректной интерпретации данных ВИКИЗ в рамках моделей каротажа с косой слоистостью.
18
Примечание. Вторая статья, являясь продолжением настоящей, посвящена
теоретическому моделированию ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами и констатацией текущего состояния и перспектив решения проблемы.
Литература.
1. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород. /М., Изд. АН СССР. 1962. 542c
2. А.А. Балуев, О.А. Лушпеева, Е.А. Усачев, Т.В. Грошева. Эффективность
применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов
с горизонтальным участком. Нефтяное хозяйство, №9, 2001. С. 35-37.
3. А.А. Балуев, О.А. Лушпеева, Е.А. Усачев, Т.В. Грошева. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. Нефтяное хозяйство, №9, 2001. С. 35-37.
4.Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ). Методические рекомендации. Сост. Ю.Н. Антонов, С.С. Жмаев. /
Изд. ИГиГ АН СССР. Новосибирск. 1979. 102 с.
5. В.П. Ерохин, Н.Л. Щавелев, В.И. Рассадников. Развитие техники и технологий
строительства скважин в ОАО "Сургутнефтегаз". / Нефтяное хозяйство. № 2,
2004 г. С. 74-79.
6. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных
скважин на нефть и газ. / М.: Недра, 1998. 440 с.
7. Кеннетт Дж. П.. Морская геология. В 2-х томах. Т.1 / М. МИР. 1987 г. 397 с.
8. Крумбейн В.К.,. Слосс Л.Н. Стратиграфия и осадконакопление. / М. 1960 г.
410 с.
9. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. / М., Недра, 1980. 242 с.
10. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение
коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. / М.: Недра. 1974. 240 с.
11. О.А. Лупшеева, А.А. Балуев, И.К. Диниченко и др. Выбор бурового раствора
для зарезки бокового ствола. / Бурение и нефть, август, 2002. С 46-48.
19
12. Медведев Н.Я., Кос И.М., Никонов В.Ф., Ревнивых В.А., Важенина О.В. Геология и нефтеносность Большого Сургутского месторождения на Сургутском
своде./ Нефтяное хозяйство, № 2, 2004. С. 64-69.
13. Нефтяное хозяйство. № 2, 2004 г. С. 44 - 50.
14. Нефтяное хозяйство. № 6, 2005 г. С. 86 - 91.
15. Нефтяное хозяйство. № 2, 2004 г. С. 74-79.
16. Обстановки осадконакопления и фации: Т. 1. / Редактор: Х. Рединг. - М.
Мир. 1990. 352 с.
17. Петтиджон Ф. Дж. Осадочные породы. / М. Недра. 1981 г. 751 с.
18. Проводников Г.Б., Лупшеева О.А., Безденежных В.И., и др. Совершенствование рецептур буровых растворов для условий строительства скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". / Нефтяное хозяйство, № 8, 2002. С. 7283.
19. Рухин Л.В.. Основы литологии (учение об осадочных породах). / М.-Л. 1953
г. 671 с.
20. Рейнек Г.-Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления. / М.
Недра, 1981. 435 с.
21. Спутник полевого геолога-нефтяника. /Л., Гостопиздат. Том 2. 1954. 564 с.
22. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство. / Под ред. М.И. Эпова, Ю.Н. Антонова. Новосибирск: изд.
СО РАН, 2000. 102 с.
23. Хаин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М. Недра. 1976. С. 169.
24. Шрейнер Л.А. Физические основы механики горных пород (механические
свойства и процессы разрушения при бурении). М.-Л. Гостоптехиздат. 1950. 210
с.
20