В последние годы существенно расширился комплекс геофизических исследований, который проводят одновременно с бурением скважин, особенно нефтегазовых. К ним относят методы, основанные на использовании буровой техники, газовый каротаж, исследования каменного материала. Они отличаются оперативностью исследований, соответственно, помогают оптимизировать режим бурения, а также извлечь информацию, которую трудно или невозможно получить после окончания буровых работ.
7.6.1. Методы, основанные на использовании буровой техники
Методы ГИС, основанные на использовании буровой техники, позволяют проводить электрические, ядерно-физические и другие виды каротажа непосредственно в процессе бурения, а также извлекать геологическую информацию, заложенную в технологических параметрах бурения. К рассматриваемой группе можно отнести: каротаж приборами, транспортируемыми буровым инструментом; методы, основанные на анализе технологических параметров бурения; акустический каротаж в процессе бурения (виброакустический метод).
Каротаж приборами, транспортируемыми буровым инструментом, выполняют, как правило, в процессе бурения, что сокращает время простоя скважин и обеспечивает повышение экономической и геологической эффективности ГИС. Повышение геологической эффективности связано с тем, что размещение датчиков в непосредственной близости от долота позволяет получить ценную информацию до или в процессе образования зоны проникновения, уточнить интервалы испытаний коллекторов, оптимизировать вскрытие нефтегазовых коллекторов и бурения в целом, в частности, обеспечить проводку горизонтальной скважины вдоль пласта. Приборы включают в комплект бурового инструмента, располагая их в специальных вставках вблизи долота. В скважинах подземного бурения приборы транспортируют на забой буровыми штангами. Современные приборы — комплексные. С их помощью могут проводить исследования, например, такими методами электрического каротажа, как КС, МКЗ, БК, БМК, ИК, ядерно-физического — ГГК-П, НГК, ННК, сейсмоакустического — АК. В комплекс обычно включают инклинометрический блок, определяющий основные параметры (угол и азимут), характеризующие искривление скважин, датчики различных технологических параметров бурения, а также зонд ГК, служащий не только для измерения естественного гамма-фона, но и применяемый для увязки данных, полученных разными приборами. Физика явлений, происходящих при исследовании приборами, транспортируемыми буровым инструментом, и методика обработки результатов в принципе те же, что и при исследовании приборами на кабеле. Однако возникают некоторые отличия из-за изменения положения датчиков, специфики их конструкторского исполнения. Организация передачи зарегистрированной информации на поверхность от таких приборов в реальном времени является серьезной проблемой, поэтому часто применяют автономную систему сбора данных. Следует ожидать, что в обозримом будущем данный каротаж станет основным при исследовании в процессе проходки наклонных, горизонтальных, осложненных бурением скважин.
Изучение разрезов на основе анализа технологических параметров бурения служит для исследования прочностных, коллекторских и других свойств горных пород. В первую очередь это касается механической скорости бурения, затрачиваемой на него энергии и расхода промывочной жидкости (ПЖ). На регистрации этих параметров основаны механический каротаж (МК), каротаж энергоемкости (КЭ) и фильтрационный каротаж (ФК).
Механический каротаж является важнейшим среди этих методов. Он заключается в измерении механической скорости бурения: v = H/tH, где H — длина интервала бурения, равная расстоянию между точками измерения; tH — время проходки этого интервала в минутах. Длина H в зависимости от изученности разреза, скорости бурения и специфики решаемой задачи может меняться от 0,1 до 1 м. На практике обычно регистрируют не скорость, а продолжительность проходки T = 1/v. Механическая скорость бурения — обобщенный параметр, зависящий как от технологических факторов (тип долота, число его оборотов, нагрузка на долото, вязкость ПЖ и т. п.), от разности пластового и скважинного давлений, так и от твердых свойств горных пород, характеризуемых критическим напряжением (пределом прочности). По степени твердости породы делят на мягкие (глины, мергели), средние (известняки, песчаники) и твердые (кремнистые породы). Увеличение пористости приводит к уменьшению твердости и, следовательно, снижению продолжительности бурения. Рост проницаемости также способствует снижению продолжительности бурения, так как ПЖ, проникающая в коллектор, ускоряет отделение частиц от породы. Чем выше пластовое давление, тем ниже твердость, прочность пород и выше скорость. Максимальная скорость соответствует зонам повышенного и аномально высокого пластового давления (АВПД) флюида. Поровые давления в толще глин и перекрываемых ими коллекторах находятся в равновесном состоянии, и на контактах между ними давления равны. Поэтому по мере приближения к зонам АВПД поровое давление в глинах увеличивается, что сопровождается ростом скорости бурения. В целом МК может быть применен для детального литологического расчленения разреза, выделения коллекторов. Механический каротаж обладает высокой разрешающей способностью по вертикали, его данные хорошо коррелируют с данными других методов каротажа. Важная область применения МК — прогноз зон повышенных давлений и АВПД. Таким образом поддерживается оптимальный уровень гидростатического давления ПЖ, что позволяет исключить образование глубоких зон проникновения и избежать аварии (выброса на поверхность пластовых флюидов).
Каротаж энергоемкости заключается в определении энергоемкости горных пород — количества энергии, необходимого для разрушения единицы объема горной породы. Во многих случаях наименьшая энергоемкость характерна для коллекторов с повышенной пористостью и проницаемостью.
Фильтрационный каротаж заключается в регистрации расхода (дебита) ПЖ с целью выделения коллекторов, т. е. в регистрации разности объемов ПЖ, нагнетаемой в скважину и изливающейся из нее. В процессе проходки непроницаемых интервалов разность объемов равна нулю. При вскрытии коллектора разность становится больше нуля за счет поглощения им ПЖ, если пластовое давление меньше забойного, или меньше нуля, если пластовое давление превышает забойное. Фильтрационный каротаж перспективен для решения задач нефтегазового и гидрогеологического характера.
Акустический каротаж в процессе бурения (АКПБ) — метод ГИС, заключающийся в измерении параметров вибраций (колебаний) верхней части колонны бурильных труб с целью получения информации о характере разбуриваемых пород и режиме работы породоразрушающего инструмента. При бурении скважин обычно используется шарошечный способ — метод бурения с использованием шарошечного долота (долото — основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы на забое скважины в процессе ее проходки, шарошка — инструмент с зубьями, вращающийся на опорах бурового долота). Продольные колебания колонны бурильных труб возникают в результате вращения шарошек долота с частотой собственных колебаний 15–50 Гц, ударов зубьев о забой (зубцовые колебания) — 100–500 Гц, разрушения породы (1–10 кГц), пульсации промывочной жидкости и собственных колебаний колонны (не превышают 10 Гц) и некоторых других причин. Таким образом, колебания каждого типа имеют свой характерный частотный диапазон и могут быть выделены с помощью системы частотных полосовых фильтров. Датчик упругих колебаний, измеряющий параметры продольных колебаний колонны, располагают обычно на скважине, на вертлюге (звено между подъемным механизмом и буровым инструментом при бурении скважин), который имеет механический контакт с колонной бурильных труб. Там же располагают датчики технологических параметров бурения (частоты вращений колонны, давления бурового раствора, веса колонны на крюке), могут применять и датчики параметров крутильных колебаний колонны. Информацию о свойствах проходимых пород несут распространяющиеся по системе бурильных труб волны, связанные с зубцовыми колебаниями и колебаниями, вызванными разрушением породы. От твердости разбуриваемых пород зависят как амплитуда, так и форма вибрации. Так, чем выше твердость породы, тем выше амплитуда продольных колебаний. АКПБ можно применять для литологического расчленения разрезов, оценки волновых сопротивлений пород (произведения плотности и скорости продольных волн среды), оперативного выделения пластов-коллекторов, прогноза зон АВПД. Одновременно с его помощью удается контролировать технологические параметры, характеризующие процесс бурения. Диаграммы АКПБ хорошо дифференцированы по вертикали и надежно коррелируются с диаграммами других методов каротажа. Метод АВПД до настоящего времени не стал обязательным в процессе бурения, однако все данные для этого у него имеются.
Метод, основанный на определении количества и состава углеводородных газов в промывочной жидкости, называют газовым каротажем. Так как относительное содержание и состав углеводородных газов прямым образом связаны с нефтегазоносностью отложений, газовый каротаж является прямым методом выявления и изучения нефтегазовых коллекторов. Этим он выгодно отличается от других методов ГИС. Наибольшую информацию о продуктивности породы дают такие компоненты, как метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и гексан (С6Н14).
Углеводородные газы в горных породах могут находиться в свободном, растворенном и сорбированном (от лат. sorbeo — «поглощаю») состояниях, а также в виде конденсата в воде и нефти (конденсат — продукт, выделенный из природного газа и представляющий собой смесь жидких углеводородов, содержащих больше четырех атомов углерода в молекуле).
Пластовые воды обычно содержат азот, метан, этан, пропан и другие соединения (СnН2n+2), производные от метана, кислород, иногда — углекислый газ, аргон, гелий, сероводород. В водах, контактирующих с нефтегазовыми залежами, относительное количество углеводородов нарастает и компонентные составы воды и залежи приближаются. Количество углеводородных газов в нефти и воде различное, так как газы имеют различную растворимость. В свою очередь, различен количественный суммарный и компонентный состав газов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Так, газы нефтяных месторождений обогащены больше тяжелыми компонентами, для газовых месторождений основным компонентом является метан. Газоконденсатным залежам свойственна несколько более высокая концентрация тяжелых углеводородов, чем газовым. Сорбированный газ также обогащен тяжелыми компонентами, максимальной сорбирующей способностью отличаются глины. Существенно, что отложения, перекрывающие нефтегазовые залежи, содержат углеводородные газы, концентрация которых нарастает по мере приближения к кровле продуктивного пласта.
При бурении газы переходят в промывочную жидкость (ПЖ) и в процессе ее циркуляции выходят на поверхность. Количество газа и его компонентный состав в объеме ПЖ, прошедшем через забой в процессе разбуривания того или иного пласта, соответствует количеству и компонентному составу газа в этом пласте. Поэтому, определяя суммарное и компонентное содержание горючих газов в ПЖ, можно прогнозировать продуктивные отложения до их вскрытия, выделять коллекторы и оценивать характер их насыщения.
Метод газового каротажа предусматривает извлечение газов (дегазацию) ПЖ на устье скважины с помощью специальных устройств — дегазаторов. Их принцип действия заключается в снижении давления в исследуемой жидкости ниже давления насыщения. Выделяющийся газ, увлеченный потоком воздуха, поступающего от компрессора, попадает на вход анализирующего устройства непрерывного действия — газоанализатора, с помощью которого определяют суммарное содержание газов. Широко распространены термокондуктивные газоанализаторы. Они устанавливают содержание газов по различию теплопроводности газовоздушной смеси, проходящей через рабочую камеру, и чистого воздуха, подаваемого во вспомогательную камеру. Для этого в камерах располагаются чувствительные элементы (резисторы), электрическое сопротивление которых меняется по мере прохождения газа через камеру. Часть газовоздушной смеси отбирают в пробоотборники для компонентного анализа, ведущим способом которого является хроматография, основанная на различной скорости движения газов через слой сорбирующего вещества. На рисунке 7.34 дан пример диаграммы показаний. Диаграмма, зарегистрированная как функция времени, представляет собой ряд пиков, моменты их появления характеризуют наличие в газовой смеси тех или иных компонентов, а площади — содержание этих компонентов. С помощью газового каротажа также определяют газосодержание шлама и керна и компонентное содержание газа в ПЖ. Рассмотренная аппаратура — дегазаторы, газоанализаторы, хроматографы — входит в состав газокаротажной станции.
Рис. 7.34. Пример хромограммы компонентного анализа
При газовом каротаже привязка полученных данных по глубине связана с большими сложностями, обусловленными тем, что путь газа от забоя до устья занимает значительное время, зависящее от ряда трудноучитываемых факторов — производительности насосов, наличия каверн, сужений, поглощения ПЖ и притоков воды в скважину и т. д. Для определения истинной глубины используют экспериментально полученные зависимости, учитывающие расход ПЖ и скорости бурения. Диаграммы газового каротажа могут дополнительно увязывать с диаграммами других методов ГИС.
Газовый каротаж применяют для прогнозирования, выделения и оценки характера насыщения нефтегазовых залежей. Получаемая информация позволяет обеспечить оптимальный режим разбуривания нефтегазовых коллекторов, уточнить интервалы проведения испытаний пластов и отбора из стенок скважины образцов пород. При разведке угольных месторождений газовый каротаж применяют с целью определения концентрации метана, являющегося взрывоопасным газом.
7.6.3. Исследование каменного материала
Шлам, непрерывно поступающий на поверхность в процессе бурения, и керн, отбираемый из перспективных интервалов, объединяют под общим названием «каменный материал». Несмотря на принципиальное сходство методов экспресс-анализа шлама и керна, они обладают рядом существенных различий.
Экспресс-анализ шлама (каротаж по шламу). Шлам является продуктом разрушения горных пород и несет информацию об их литологии, минеральном составе, содержании полезных ископаемых, характере насыщения, фильтрационно-емкостных, прочностных и других свойствах. Поэтому исследования шлама непосредственно в процессе бурения позволяют получить ценную геологическую информацию о разрезе, повысить эффективность петрофизического обеспечения методов ГИС. Шлам отбирают по габаритам (обычно до 5 мм и выше 5 мм) с помощью автоматического шламоотборника. Предусматривается отбор проб с шагом, обусловленным неоднородностью разреза; достаточным считают отбор трех проб на интервале, равном минимальной мощности перспективных пластов. Эффективное использование информации, полученной при анализе шлама, возможно при надежной привязке отобранных проб по глубине. Исследования шлама проводят одновременно с газовым каротажем. Отобранный шлам отмывают от глинистого раствора, высушивают, описывают, изучают его плотность, прочность, абразивные, емкостные и фильтрационные свойства, характер насыщающего флюида, карбонатность и осуществляют люминесцентно-битуминологический, газометрический анализы и анализ методом инфракрасной спектроскопии.
Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) основан на изучении люминесценции (свечения) битумов под воздействием ультрафиолетовых лучей. Интенсивность люминесценции зависит от количества битумов, а цвет — от компонентного состава. Анализу подвергают пробу жидкости, извлеченную из шлама с помощью растворителя. ЛБА также применяют для исследования пластовой жидкости (ПЖ).
Газометрический анализ шлама состоит в определении количества и компонентного состава содержащегося в нем газа методами, сходными с применяемыми при исследовании ПЖ. Для глубокой дегазации шлам нагревают до 60–70 °С с одновременным снижением давления.
Инфракрасная спектроскопия шлама основана на исследовании инфракрасных (ИК) спектров поглощения, которые возникают в результате поглощения ИК-излучения при прохождении его через вещество. Это поглощение селективно, поскольку происходит на частотах, совпадающих с собственными частотами колебаний атомов в молекулах вещества (например, нефти), а в кристаллических веществах (например, в кристаллических минералах) — с частотой колебаний кристаллической решетки. Так как для конкретного минерала существует своя полоса поглощения, то по полосам и их интенсивностям можно оценить минеральный состав шлама.
Наряду с традиционными методами исследования разрабатывают ядерно-физические методы, не требующие предварительной подготовки шлама к исследованию. Они позволяют оценить интегральную радиоактивность проб, содержание в них естественных радиоактивных (К, U, Th) и ряда других (Si, Al, Ca, Fe) элементов, пористость проб шлама, содержание в них воды и нефти.
Задачи, решаемые на основе анализа шлама, весьма разнообразны. С его помощью осуществляют прогноз зон АВПД, построение литолого-стратиграфических разрезов скважин, выделение и оценку содержания полезных ископаемых, выделение нефтегазовых коллекторов и оценку их коллекторских свойств, оптимизацию процесса бурения. Особенно велика роль шлама при недостаточном выносе керна.
Экспресс-анализ керна. Керн — очень важный источник геолого-геофизической информации. С помощью керна в стационарных лабораториях детально изучают литологические, структурно-текстурные, фильтрационно-емкостные, прочностные и другие характеристики горных пород, оценивают их продуктивность, получают петрофизические зависимости. Однако, как правило, всесторонним исследованиям подвергается лишь незначительная часть образцов. Поэтому применяют массовые экспресс-исследования керна непосредственно в процессе бурения. Основными решаемыми задачами являются:
• оптимизация отбора представительных образцов для лабораторных исследований. Она необходима для обеспечения репрезентативности выборок. Репрезентативной считают выборку, содержащую достаточное, с точки зрения статистических критериев, число образцов с параметрами, перекрывающими весь диапазон изучаемого свойства;
• снижение погрешности определения средних значений подсчетных параметров (например, коэффициент пористости, проницаемости). Оно основано на применении косвенных методов оценки. Прямой метод оценки заключается в том, что среднее значение подсчетного параметра определяют на малой выборке в лабораторных условиях. При косвенной оценке среднее значение подсчетного параметра получают с помощью значения параметра, сравнительно легко определяемого в полевых условиях и связанного с подсчетным линейной корреляционной зависимостью, например, зависимость пористости от плотности;
• привязка керна к данным ГИС по глубине. Она необходима при поиске корреляционных петрофизических зависимостей по системе «керн — ГИС», т. е. подсчетные параметры определяют по керну, а соответствующие им физические (например, интервальное время, плотность) — по диаграммам ГИС в точках отбора образцов, т. е. in situ. Привязка необходима также для проверки эффективности системы интерпретации путем сопоставления подсчетных параметров, полученных по ГИС и по контрольной выборке керна. При этом возникают трудности, так как существует расхождение между глубиной начала интервала бурения с отбором керна, найденной по буровому инструменту, и глубиной, определенной по каротажному кабелю, соединенному со скважинным прибором. Существует метод, позволяющий осуществить автоматизированную привязку кернов к данным ГИС по глубине с помощью основных информационных параметров: плотности, интегральной радиоактивности, скорости продольной волны и др.
Экспрессный анализ керна также необходим при получении информации для принятия оперативного решения об испытаниях пласта и о дальнейшем отборе керна как при бурении, так и из стенок скважины.