Исследование горизонтальных скважин

      На  производительность горизонтальных скважин  и на параметры, определяемые по результатам исследования таких скважин, влияет значительное число факторов. К этим факторам относятся:

• форма зоны, дренируемой горизонтальным стволом, как задаваемая при схематизации задач для получения аналитических методов определения дебита и параметров пласта, так и образующаяся в реальных условиях вокруг горизонтального ствола. Эта форма зависит от изменения забойного давления по длине горизонтального ствола и от 
  геологических особенностей месторождений;
• величина принимаемого при обработке данных исследования 
  пластового давления при значительной толщине пласта, в особенности при использовании горизонтальных скважин для освоения нефтяных и газонефтеконденсатных месторождений;
• величина забойного давления, используемого при обработке результатов исследования скважин, которая изменяется существенно при больших дебитах и значительных длинах горизонтального ствола, а также в зависимости от конструкции обсадных колонн и фонтанных труб;
• условный радиус контура питания, используемого при разработке аналитических методов определения параметров пласта и горизонтальных скважин, величина которого зависит от характера изменения забойного давления по длине горизонтального ствола;
• расположение горизонтального ствола по толщине пласта и относительно контуров газоносности (нефтеносности);
• полнота вскрытия удельной площади по длине, приходящейся на 
  долю рассматриваемой скважины;
• вскрытие одного из пропластков, имеющих гидродинамическую 
  связь, или всех пропластков горизонтально-наклонным стволом;
• продолжительность работы скважины после ее пуска;
• параметр анизотропии v =  -М   ;
• проницаемость вскрываемого пласта (пропластка);
• конструкция горизонтального ствола и спущенных фонтанных 
  труб;
• устьевое давление;
• многие другие факторы.

      С учетом влияния этих и других факторов производительности горизонтальных нефтяных скважин с ограниченной длиной горизонтального ствола (в основном до L_гор = 1000 м) увеличение дебита в среднем составляло в США — 3,2, а в Канаде — 4,1 раза. В целом в зависимости от геологических характеристик залежи, конструкции горизонтальных стволов и технологии эксплуатации рост дебита горизонтальных скважин доходит до 100 раз по сравнению с дебитом вертикальных скважин.

 

Глава 2. Исследование горизонтальных скважин в ОАО «Нижневартовскнефтегеофизике»

2.1 Технология исследования горизонтальных скважин

 

      Разработка  месторождений с использованием горизонтального бурения в настоящее время считается одной из наиболее прогрессивных технологий в нефтедобывающей отрасли. Следует отметить тенденцию к значительному увеличению доли горизонтальных скважин в общем добывающем фонде, особенно велико соотношение доли горизонтальных скважин на месторождениях, включающихся в разработку.

      Сложившаяся ситуация требует от геофизических  предприятий, занятых обслуживанием горизонтального бурения, вести постоянную работу над оптимизацией комплексов методов ГИС и технологий проведения геофизических работ.

      Имея  многолетний опыт исследования горизонтальных скважин, предприятия структуры ОАО "РГК" традиционно находятся в числе лидирующих геофизических компаний, обладающих современными технологиями проведения работ и решения промыслово-геологических задач на всех стадиях строительства и эксплуатации горизонтальных скважин.

      В условиях современного рынка геофизических  услуг приоритетными факторами являются достаточная информативность предлагаемого комплекса, его технологическая совместимость с технологиями бурения и приемлемая для заказчика стоимость работ. Решение этих задач определяется условиями предстоящих работ:

1. Как правило, бурение ведется с применением биополимерных растворов, обуславливающих крайне низкое сопротивление области скважины и зоны проникновения (менее 0,5 Омм).
2. При выходе на кровлю проектного горизонта ствол скважины 
   обсаживается стальной колонной и далее бурение ведется инструментом малого диаметра.
3. Интервалы горизонтальной части ствола составляют сотни метров, поэтому латеральная стратиграфическая изменчивость разреза затрудняет использование геофизических данных, полученных в пилотном или соседнем стволе.
4. При бурении на крыльях структур для проектирования горизонтального ствола используются данные абсолютных глубин прошлых лет, не всегда являющиеся достоверными, поэтому возникают проблемы с корреляцией бурящегося ствола со структурными 
   элементами.
5. На месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, 
   нетронутыми резервуарами нефти часто являются глинистые коллекторы, вытеснение нефти из которых затруднено из-за низких фильтрационных свойств.
6. Наличие участков обводнения водами переменной минерализации. 
   При этом процесс вытеснения идет не только с поднятием уровня 
   ВНК, но и характеризуется наличием опережающих языков по 
   наиболее проницаемым прослоям малой мощности (0,4-1,0 м).
7. Недостаточная адекватность существующих интерпретационных моделей горизонтальных скважин реальным процессам, обуславливающим параметры физических полей

 

2.2 Комплексы методов ГИС и технологии исследований бурящихся горизонтальных скважин

 

      На  основании геолого-технических условий  строительства горизонтальных скважин сформированы требования к комплексу и технологии проведения измерений:

      1. Комплекс методов оценки насыщения должен

• обеспечивать достоверность измерения в скважине, заполненной низкоомной промывочной жидкостью;
• обладать высоким вертикальным разрешением;
• обеспечивать достаточную глубинность исследований.

      2. Комплекс методов оценки коллекторских свойств должен обеспечивать:

• достоверность выделения коллекторов и оценки фильтрационных свойств в условиях глинистых коллекторов при отсутствии 
  опорных пластов;
• малую чувствительность к высокому содержанию хлора в промывочной жидкости.

      При этом аппаратная реализация комплекса должна обеспечивать безаварийность, технологичность измерений и требовать минимального времени задалживания скважины.

      В настоящее время стандартные  комплексы ОАО "РГК" для исследования строящихся горизонтальных скважин в зависимости от решаемых задач представлены следующим образом (табл. 1 – Приложение 1).

      Основу  комплекса окончательного каротажа составляет автономная аппаратура ВИКИЗ - АЛМАЗ, дополненная модулем ННК разработки НПЦ "Тверьгеофизика" и модулем инклинометра ИОН, Это решение было принято на основе анализа возможностей аппаратных комплексов, имеющихся в настоящее время на рынке производителей аппаратуры. В первую очередь велось сравнение с комплексом "АМАК-Горизонт'" (электрометрия на основе симметричных градиент-зондов).

      Несомненным преимуществом аппаратуры ВИКИЗ  являются высокое вертикальное разрешение и больший рабочий диапазон при применении низкоомных промывочных жидкостей.

      Важным  фактором успеха проведения исследований является оптимальная достаточность комплекса, поэтому представленный комплекс не содержит дополнительных методов, которые привели бы к усложнению конструкции и увеличению рисков отказов и аварийноcти, вместе с тем является достаточным для количественной оценки параметров исследуемых объектов с целью эксплуатации.

      Преимуществом комплекса является его мобильность. Оборудование и обслуживающий персонал (два человека) могут быть доставлены в любой регион деятельности предприятия наземным и авиатранспортом.

      Практика  исследований объектов, представленных глинистыми коллекторами, вскрытых на биополимерных растворах, определила необходимость включения в комплекс открытого ствола метода импульсного нейтронного каротажа (ИННК). В данных условиях метод ИННК проводится для решения задачи детализации либо для определения интервалов коллекторов. Путем статистической обработки устанавливаются предельные значения измеряемых параметров (т, X) в зависимости от коллекторских свойств (рис. 1 – Приложение 2).

      Градация  "коллектор"- "неколлектор" производится по абсолютным значениям времен жизни тепловых нейтронов. Применимость ИННК как метода литологии была обоснована проведенными методическими работами по определению вещественного состава разреза с применением метода гамма-спектрометрии (ООО "Геокон-М", 2000-2001 гг.).

      По  минеральной модели рассчитывалось сечение поглощения скелета (λ_Ск). Для проверки данной методики был выбран интервал водоносной части разреза с известной минерализацией пластовых вод. В этих отложениях проведен расчет λ_ск по компонентной модели пород и в результате вычитания λ_пор.флK_п из λ_пл (данные ИННК). Результаты расчетов приведены на рис. 2 – Приложение 3.

      Хорошее совпадение результатов определения  λ_ск различными способами свидетельствует об эффективности технологии для литологической характеристики разреза.

      Существенное  значение для успешной проводки горизонтального  ствола в заданном проектном коридоре является определение местоположения ствола относительно стратиграфических и структурных элементов разреза. Использование данных ГИС начинается на этапе проектирования горизонтальной скважины. С учетом структурных элементов залежи определяется проектный коридор.

      При этом в распоряжении геологических  служб нефтяных компаний имеется геофизический материал, полученный в различное время. Следует учитывать, что требования к определению глубины по сетке скважин, участвующих в проектных построениях, более жесткие, чем требовались для оперативной интерпретации при вскрытии скважин с целью эксплуатации. По нашим оценкам ошибка определения абсолютной глубины текущего местоположения ствола скважины относительно стратиграфических элементов разреза должна составлять не более 1 м, поэтому на этапе проектирования обязательна оценка корректности использования уже имеющихся данных инклинометрии для определения коридора бурения. Особую важность этот фактор приобретает, когда закладываемая скважина располагается на крыле структуры. Нашей рекомендацией в этом случае является уточнение данных абсолютной глубины по соседним скважинам замерами инклинометра с модулем ГК, при этом точность привязки данных инклинометрии к разрезу составляет 0,4 м. В процессе проводки горизонтального ствола по данным привязочных каротажей.

      Составляются  схемы корреляции, которые выдаются заказчикам и являются документами оперативной отчетности. Состав комплекса привязочных каротажей включает инклинометр, аппаратно совмещенный с каналом ГК, а когда проведение комплексного замера невозможно, производится взаимная увязка данных инклинометрии с ГК, полученных разновременными замерами по магнитным меткам в процессе обработки материала.

      Исходя  из условий контракта, могут быть реализованы несколько схем обслуживания проводки горизонтальных стволов, обычно предлагается технология в полном объеме: от контроля навигации до вторичного вскрытия объектов перфорацией на насосно-компрессионных трубах, освоения, определения работающих интервалов действующей скважины и проведения мероприятий по интенсификации притока, но возможно предоставление и отдельных элементов технологии. Это определяется целесообразностью и требованиями заказчика.

 

2.3 Решаемые задачи

 
      

1. Контроль  пространственного положения ствола скважины с обеспечением точности определения глубины 0,4 м.
2. Проведение исследований автономной скважинной аппаратурой 
   на бурильном инструменте с предоставлением количественной 
   оценки насыщения и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, включая глинистые коллекторы.
3. Определение технического состояния скважины методами акустической цементометрии и ИННК с закачкой нейтронопоглощающих жидкостей.
4. Вторичное вскрытие объектов эксплуатации перфорацией на трубах.
5. Освоение горизонтальных скважин с применением инжекторных установок.
6. Интенсификация притока горизонтальных скважин созданием 
   многократных контролируемых глубоких депрессий с возможностью обработки призабойной части химическими реагентами.

      Определение работающих обводненных или нефтяных интервалов, 
количественная оценка их насыщения методом ИННК с закачкой 
нейтронопоглощающих жидкостей.

      Результатами  количественной интерпретации являются определение коэффициентов пористости (к_п), проницаемости (к) и нефтегазонасыщенности (к_нг). Результаты исследований выдаются в графическом виде и в виде табличного заключения.

 

2.4 Комплексы методов ГИС и технологии исследований действующих горизонтальных скважин