На правах рукописи ДУДАЕВ САЙПИ АМИРАНОВИЧ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

На правах ру копис и
ДУДАЕВ САЙПИ АМИРАНОВИЧ
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ТЕХНОЛОГИЙ ВЫДЕЛЕНИЯ, ОЦЕНКИ И ОСВОЕНИЯ
НЕТРАДИЦИОННЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ПРЕДКАВКАЗЬЯ
25. 00. 10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
доктора технических наук
У фа -2012
2
Работа выполнена в ООО «СевКавнефтегазгеофизика»
Официальные оппоненты:
Валиуллин Рим Абдуллович - доктор
технических наук, профессор, Башкирский
государственный
университет,
кафедра
«Геофизики», заведующий кафедрой;
Корженевский Арнольд Геннадьевич доктор технических наук, ООО ВУЦНТУ
«Нейтрон», директор;
Эпов
Михаил
Иванович
доктор
технических наук, профессор, академик РАН,
Институт нефтегазовой геологии и геофизики
им. А.А. Трофимука СО РАН, директор.
Ведущая организация:
ООО «Нефтегазгеофизика» г. Тверь
Защита состоится 26 декабря 2012г. в 15 часов на заседании
диссертационного совета Д520.020.01 при открытом акционерном обществе
«Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ Геофизика) по
адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8 марта, 12
С диссертацией можно ознакомиться в
библиотеке ОАО НПФ
«Геофизика».
Автореферат разослан «____» _____________ 2012 г.
Ученый секретарь
диссертационного
совета
Хисаева Дилара Ахатовна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Падение добычи нефти и газа на территории Предкавказья
заставляет вовлекать в разведку отложения, в которых развиты нетрадиционные
коллекторы. К ним относятся глинистые отложения олигоцена, считавшиеся
малоперспективными
из-за
сложности
геологического
строения
и
низкой
информативности применяемого комплекса геофизических исследований скважин
(ГИС). Открытие залежей в олигоценовых отложениях Восточного Предкавказья
указало на возможность их региональной продуктивности. Фонтанные притоки нефти
(до 180 м3/сут) в последние годы получены из залежей, связанных с зонами
разуплотнений.
распространения,
Последние
аномально
характеризуются
высокими
отсутствием
пластовыми
четких
давлениями
границ
(АВПД)
и
приурочены к ловушкам неструктурного типа.
И тип коллектора, и резервуар в целом оказались принципиально новыми.
Потребовались нестандартные подходы как при поисках и разведке месторождений,
так и при вскрытии и испытаниях пластов в открытом стволе, выделении и оценке
насыщения, вторичном вскрытии и освоении.
Многие из возникших при этом вопросов длительное время не могли быть
решены. Отсутствовало однозначное представление о модели палеогеновой залежи,
не ясна была структура емкостного пространства коллекторов. Недостаточно была
изучена природа повышенной радиоактивности нижнемайкопских и хадумских глин,
являющихся одновременно и нефтегазогенерирущими, и
нефтесодержащими.
Способы оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по ГИС противоречивы, а
использовавшиеся
ранее
критерии
выделения
коллекторов обладали
низкой
эффективностью и слабым петрофизическим обоснованием. Для этих отложений,
осложненных аномально высокой естественной гамма-активностью, отсутствовали
способы оценки глинистости, типов глинистых минералов, органического углерода,
способы учета их влияния на показания методов ГИС. Не было обоснованной
технологии
испытаний
коллекторов
в
процессе
бурения
с
помощью
пластоиспытателей на трубах (ИПТ), учитывающей особенности этих коллекторов.
Из-за негативных явлений в топливно-энергетическом комплексе России,
связанных с переходом к «рыночным» отношениям, практически исчез наметившийся
системный подход к изучению таких сложных объектов, как хадумиты, бажениты и
4
доманикиты. Перспективы олигоценовых отложений, наряду с относительно
небольшими глубинами их залегания (1500-3000м), позволяют отнести это
направление геологоразведочных работ к приоритетным.
Проблема
повышения
эффективности
геофизических
исследований
нетрадиционных глинистых коллекторов Предкавказья на основе внедрения
новых
методов,
разработки
геолого-геофизических,
петрофизических
и
методических основ их применения с целью выделения, оценки насыщения и
минералого-петрофизических
свойств,
совершенствования
технологий
их
испытаний в процессе бурения, вторичного вскрытия и вовлечения в разработку
приобрела высокую актуальность и злободневность.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности геологогеофизических методов поисков, изучения и освоения нетрадиционных глинистых
коллекторов Предкавказья на основе внедрения новых методов ГИС, разработки
геолого-геофизических, петрофизических и методических основ их использования
для решения указанных задач, совершенствования технологий ГИС и прострелочновзрывных работ (ПВР) в скважинах.
Объект исследования - хадумиты - сложные полиминеральные нетрадиционные
глинистые коллекторы олигоцена Восточного Предкавказья.
Предмет исследования – петрофизическое, интерпретационно-методическое и
техническое обеспечение гелого-геофизических
технологий выделения, оценки и
освоения глин - коллекторов.
Основные задачи исследования
1. Анализ геолого-геофизической изученности сырьевой базы трудноизвлекаемых
запасов нефти и газа Предкавказья для обоснования приоритетных направлений
развития современного комплекса ГИС, петрофизического, интерпретационнометодического и технического обеспечения технологий выделения, оценки и
освоения нетрадиционных глинистых коллекторов.
2. Разработка геолого-геофизических, петрофизических и методических основ
гамма-спектрометрии
естественной
радиоактивности
(ГМ-С)
для
изучения
минералого-петрофизических свойств глинистых коллекторов, их выделения и
оценки насыщения.
5
3. Разработка геолого-петрофизических, методических и технологических основ
радиоиндикаторного метода по радону (ИМР) для выделения глинистых коллекторов
и оценки их насыщения.
4. Обоснование применения высокочувствительной термометрии (ВЧТ) для оценки
насыщения глинистых коллекторов, совершенствование технологии измерений и
методики интерпретации результатов.
5. Анализ причин низкой эффективности ИПТ в глинистых коллекторах и
совершенствование технологий их применения и методик интерпретации результатов.
Разработка способов выделения глинистых коллекторов по данным исследований
пластоиспытателями на трубах.
6. Оптимизация комплекса ГИС для изучения глинистых коллекторов Предкавказья;
апробация
и
промышленное
внедрение
методов
ГМ-С,
ИМР
и
высокочувствительной термометрии.
7. Совершенствование прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА) и технологий
вторичного вскрытия глинистых коллекторов и газодинамического разрыва пласта.
Методы исследования.
Поставленные задачи решались путем оперативной
обработки, анализа и обобщения геолого-геофизических материалов по более чем 500
бурящимся скважинам и скважинам старого фонда на территории Предкавказья и
Республики Калмыкия с использованием программных комплексов Прайм, Соната,
LogPWin, ЕРЭ-Win, Гидрозонд и т. д., комплексного изучения структуры емкостного
пространства
глинистых
коллекторов
на
основе
системного
структурно
-
морфологического анализа (ССМА) керна и шлама (800 образцов) в процессе бурения
с использованием новой методики шлифовой остеометрии. Выполнено аналитическое
обобщение результатов многолетних и разносторонних исследований керна (включая
гамма - спектрометрию) из более 80-ти скважин Журавского, Воробьевского,
Пошолкинского, Советского, Южно-Спасского, Искринского и др. месторождений.
Дополнительно проведен спектрометрический анализ керна, отобранного из вновь
пробуренных
скважин
Родионовской,
Филипповской,
Грушовской
площадей.
Изучены процессы адсорбции радона для выяснения причин остаточной гамма активности в кавернозных интервалах при разработке технологии ИМР. Обобщен
большой объем фактического материала, включающего результаты ИПТ, геологогеохимических
и
технологических
исследований
(ГТИ),
гидродинамических
6
исследований в колонне, первичного и вторичного вскрытия, интенсификации и
освоения;
теоретических
исследований,
реализации
специальных
программ
экспериментальных исследований в десятках поисково-разведочных скважин.
Научная новизна
1. Разработаны геолого-геофизические, петрофизические и методические основы
гамма-спектрометрии
естественной
радиоактивности
для
выделения
полиминеральных глинистых коллекторов Предкавказья, оценки их насыщения и
минералого-петрофизических свойств. На основе установленных корреляционных
связей между естественно радиоактивными элементами (ЕРЭ) и различными
компонентами (минеральной и органической) изучаемых пород введен коэффициент
литологической дифференциации (Кд), обоснованы различные типы глинистости
(объемная и минеральная) и способы их определения по ЕРЭ; установлены связи
между Сорг (органический углерод) и битумоидами, между количеством, типом Сорг.
и нефтегенерирующими возможностями изучаемых олигоценовых отложений.
Обоснован критерий продуктивности, основанный на содержании и соотношениях
отдельных радионуклидов.
2. Впервые для сложнопостроенных глинистых коллекторов Предкавказья,
характеризующихся
свойствами,
полиминеральным
кавернозностью
аномально-высокими
естественной
ствола,
поровыми
техногенной
давлениями
гамма-активностью,
методические и технологические
составом,
низкими
трещиноватостью,
(АВПоД),
разработаны
коллекторскими
АВПД,
аномально-высокой
геолого-петрофизические,
основы применения ИМР для выделения
коллекторов и оценки их насыщения. Установлена природа остаточной гаммаактивности в кавернозных интервалах исследуемого разреза и предложены способы
ее снижения.
3. Научно обосновано и практически реализовано применение ВЧТ для оценки
насыщения глинистых коллекторов, базирующееся на новых технологии скважинных
исследований и методике интерпретации результатов.
4.
Разработаны
методические
основы:
выбора
оптимальных
депрессий
и
технические решения для их передачи на пласт с целью вызова притока без
разрушения коллектора; оценки состояния ПЗП и контроля ее очистки, а также
наличия или отсутствия коллектора. Предложены: технологии восстановления
7
проницаемости ПЗП с использованием кратковременной максимальной депрессии,
регулируемой по глубине радиального воздействия, и методика интерпретации
полученных результатов; зависимость для расчета давления раскрытия естественных
трещин, учитывающая величины репрессий при вскрытии пластов и «поршневой»
эффект при спускоподъемных операциях (СПО).
5. Обоснованы эффективные технологии вторичного вскрытия и импульсного
силового воздействия на ПЗП низкопористых трещиноватых глинистых коллекторов
Предкавказья и разработана аппаратура, защищенная патентом на изобретение,
обеспечивающие качественно новый уровень разработки нефтяных и газовых
месторождений, в том числе, в среде активных жидкостей.
Основные защищаемые научные положения
1. Научно - обоснованный
комплекс ГИС, методическое и петрофизическое
обеспечение технологий выделения нетрадиционных глинистых коллекторов, оценки
их насыщения, испытаний в процессе бурения, вторичного вскрытия и вовлечения в
разработку, позволившие впервые для одного из наиболее сложных коллекторов
России - хадумитов Предкавказья, получить важнейшую информацию о геологогеофизических, петрофизических и гидродинамических параметрах, необходимую
для формирования эффективной системы их поиска, изучения и разработки.
2. Геолого-геофизические, петрофизические и методические основы гаммаспектрометрии естественной радиоактивности и критерии продуктивности
для
выделения полиминеральных глинистых коллекторов Предкавказья, оценки их
насыщения и изучения минералого-петрофизических свойств в условиях их
естественного залегания.
3.
Геолого-геофизические
основы
ИМР
и
ВЧТ,
технология
скважинных
исследований и методика интерпретации для выделения проницаемых интервалов и
оценки их насыщения применительно к аномальным геолого-техническим условиям
исследований хадумитов Предкавказья.
4. Методические, технические и технологические решения, обеспечивающие
эффективность пластоиспытаний (ИПТ) глинистых коллекторов и способы их
выделения в процессе бурения.
8
5. Комплекс аппаратуры и технологии газодинамического вскрытия и разрыва
пласта, обеспечивающие качественно новый уровень разработки нефтяных и газовых
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ).
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций работы
подтверждена использованием современных методик сбора и обработки информации,
обобщением и анализом результатов отечественных и зарубежных исследований,
опытом практического внедрения и применения разработанных технологий изучения
сложных
коллекторов
и
методик
интерпретации
результатов,
совпадением
результатов исследований с экспериментальными данными, а также с данными
опробования и освоения скважин.
Практическая значимость и реализация результатов работы
Разработанные автором методики и технологии выделения и оценки насыщения,
испытания в процессе бурения, вторичного вскрытия и интенсификации притоков
прошли апробацию и нашли широкое применение на предприятиях нефтегазового
комплекса Восточного и Центрального Предкавказья, Калмыкии и Ростовской
области.
Предложенные методические, технологические подходы, рациональный комплекс
ГИС для коллекторов палеогена, характеризующихся низкими ФЕС, кавернозностью,
техногенной трещиноватостью, АВПД, АВПоД, аномальной естественной гаммаактивностью, впервые позволили определить важнейшие геофизические, минералогопетрофизические параметры (эффективную мощность, коэффициент проницаемости,
насыщенность, глинистость и типы глинистых минералов, содержание органического
углерода и др.), необходимые для достоверной оценки запасов нефти.
«Методическая инструкция по выбору оптимальных режимов испытания пластов
в процессе бурения скважин», разработанная автором, одобрена на совместном
заседании НТС ОАО «Ставропольнефтегаз» и ОАО «Ставропольнефтегеофизика» и
передана для обязательного использования в структурных подразделениях.
Методические и технологические разработки по ГМ-С, ИМР, ИПТ, ВЧТ, ПВР
вошли в 20 отчетов, выполненных автором как ответственным исполнителем. Эти
разработки нашли широкое применение в геофизических организациях ОАО
«Ставропольнефтегеофизика»,
ОАО
«Волгограднефтегеофизика»,
ОАО
9
«ВНИПИвзрывгеофизика»,
ООО
«СевКавнефтегазгеофизика»,
ЗАО
«Взрывиспытания» и др.
По результатам интерпретации материалов ГМ-С, ИМР, ВЧТ, ИПТ, с
использованием
предложенных
технологий
по
вторичному
вскрытию
и
интенсификации притоков, получены промышленные притоки нефти из хадумитов
Центрального
и
Восточного
Предкавказья
на
площадях:
Родионовская,
Филипповская, Елизаветинская, Журавская, Советская, Палеогеновая, Искринская,
Ахловская, Старогрозненская и др., что позволило расширить не только географию
нефтегазоносности в пределах Предкавказья, но и обеспечить дополнительную
добычу нефти (дополнительные запасы) из хадумитов.
За
разработку
и
внедрение
газодинамического разрыва пласта
комплекса
оборудования
и
технологий
для повышения эффективности разработки
нефтегазовых месторождений автор (в составе коллектива) удостоен премии
Правительства РФ в области науки и техники за 2011г.
По основным результатам работ имеются акты промышленного внедрения.
Экономический эффект от внедрения разработанных методик и технологий в ряде
организаций юга России составляет более 65 млн. рублей.
Личный вклад автора
Личный вклад автора состоит в научно-методическом обосновании возможностей
применения новых геофизических методов ГМ-С, ИМР, ВЧТ, ИПТ для изучения
нетрадиционных
глинистых
коллекторов
Предкавказья,
разработке
и
совершенствовании методик интерпретации результатов и технологий их проведения;
разработке и внедрении комплекса оборудования и технологий газодинамического
вскрытия и разрыва пласта для повышения эффективности разработки нефтегазовых
месторождений; организации, руководстве и непосредственном участии во внедрении
результатов научных исследований.
По инициативе автора спектрометрический гамма-каротаж, ИМР включены в
обязательный
комплекс
ГИС
для
всех категорий
скважин, в том
числе,
эксплуатационных (доразведка, выделение интервалов обводнения и т.д.).
В основу диссертации положены результаты 25-летнего опыта изучения
сложнопостроенных коллекторов (хадумитов) Предкавказья в период работы автора в
ОАО «Ставропольнефтегеофизика» и ООО «СевКавнефтегазгеофизика».
10
Апробация работы
Основные результаты работы доложены автором более чем на 60 Всесоюзных
(Всероссийских) и Международных научно-практических конференциях и научнотехнических советах, освещены в сорока публикациях. Основные конференции:
Современные технические средства и технологии для геофизических исследований
скважин, Москва, ВДНХ, 1989; Координационное совещание МНП по промысловой
геофизике, Геленджик, 1991;
Научно-практическая конференция к 100-летию
промысловой геофизики, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2006;
Ежегодные научно-практические конференции «Актуальные вопросы сервисных
услуг
нефтегазодобывающим
предприятиям
при
ГИРС»,
«Геофизические
исследования и работы в скважинах-состояние и перспективы» и др., проводимые
Международной Ассоциацией АИС, Ольгинка, Дагомыс, Сочи, 1998 - 2011; 1-я, 2-я,
4-я Международные научно-практические конференции АИС на тему «Современное
состояние
геолого-геофизических
Казахстане»,
исследований
на
углеводородное
сырье
в
Алматы, 2005, 2006, Актау, 2009; 11-я Международная научно-
практическая конференция «Геомодель», Геленджик, 2009; 10-я Международная
научно - практическая конференция - выставка по взрывному делу, Ханой, 2010; 73rd
EAGT Conference Exhibitin incorporaiting SPE EUROPEC, Австрия, Вена, 2011; 7-й
Российско-Китайский симпозиум по промысловой геофизике, Россия, Иркутск, 2012.
Публикации. Основные научные положения и практические результаты работы
опубликованы в 1 изобретении, 22 научной работе, в том числе 17 – в изданиях,
рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 254 страницах
машинописного текста, состоит из введения, шести глав и заключения; содержит 16
таблиц, 68 рисунков, список использованных источников из 141 наименования.
Благодарности. Автор глубоко признателен член-корр. РАЕН проф. Б.Ю.
Вендельштейну, академику РАЕН проф. Д.А. Кожевникову, член-корр. РАЕН проф.
Б.Л. Александрову, кандидату технических наук Д.Б. Пинкензону за консультации и
ценные советы. Автор считает приятным долгом выразить благодарность своим
коллегам по работе М.Г. Герасименко, С.М. Дудаеву, И.В. Батагову, А.В. Хадееву,
С.О. Блощенко, С.С. Дудаевой, И.Л. Черченко за поддержку и помощь при
подготовке работы.
11
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении охарактеризована совокупность проблем, возникающих при
изучении и освоении нетрадиционных
глинистых отложений палеогена как
уникальных коллекторов нефти и газа. Обоснована актуальность темы исследований,
определены основные задачи и методы их решения, показаны научная новизна и
практическая ценность работы, сформулированы защищаемые научные положения,
приведены результаты апробации и внедрения.
Первая глава посвящена анализу геолого-геофизической изученности сложных
глинистых
коллекторов
Предкавказья
с
целью
обоснования
приоритетных
направлений развития современного комплекса геофизических исследований и работ
в скважинах (ГИРС) и технологий их изучения.
В зависимости от литологических особенностей и исследуемых территорий
известны четыре группы нетрадиционных коллекторов нефти и газа в битуминозных,
глинистых, глинисто-кремнистых и глинисто-карбонатных толщах: диатомиты,
продуктивность которых доказана на Сахалине; бажениты, нефтегазоносные в
Западной Сибири; хадумиты, содержащие промышленные скопления УВ в
Предкавказье, а также собственно доманикиты, нефтеносные в Волго-Уральском
регионе. Все толщи характеризуются спецификой состава коллекторов и отсутствием
пространственной
связи
с
положительными
тектоническими
структурами.
Традиционный взгляд на них, как на генераторы нефти и флюидоупоры, дополнился
представлением о них, как о коллекторах, содержащих промышленные залежи нефти.
Вопросам изучения состава, строения, формирования глинистых коллекторов, их
геофизическому
изучению
посвящено
большое
количество
публикаций.
Их
исследованиями занимались Т.К. Баженова, А.Н. Гусева, Е.А. Гайдебурова, Ф.Г.
Гурари, В.М. Добрынин, Т.В. Дорофеева, Ю.Н. Карагодин, Л.П. Климушина, Т.Т.
Клубова, Н.А. Крылов, Г.Н. Леоненко, А.И. Летавин, С.Г. Неручев, Ф.К. Салманов,
Б.А. Соколов, М.Ф. Мирчинк, В.А. Гроссгейм, И.Н. Гайворонский, В.Е. Хаин, М.С.
Бурштар, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников, Д.Д. Котельников,
Б.Л.
Александров, Г.Н. Чепак, В.Н. Чистяков, П.С. Нарыжный, В.М. Шапошников, И.А.
Бурлаков и многие другие. Тем не менее, эффективность изучения этих коллекторов
остается низкой.
12
Стержневой вопрос - природа формирования емкости глинистых коллекторов - до
конца
не
решен.
Среди
предложенных
объяснений
интерес
представляют:
дегидратация глинистых минералов в зоне катагенеза; недоуплотнение глин
вследствие
роста
в
них
порового
давления,
проявление
тектонической
трещиноватости, вплоть до разрыва сплошности пород; высокое содержание
рассеянного органического вещества и, как следствие этого, напор генерируемых
углеводородов; сложное микростроение и роль биогенного материала, окремнения и
карбонатности в улучшении коллекторских свойств.
В Предкавказье коллекторы в глинах встречены в пределах олигоцен – нижнемиоценового отдела палеоген-неогеновой системы. При этом непосредственно к
олигоцену относится нижняя часть майкопской серии, которая выполняет крупные
прогибы в Азово-Кубанском, Терско-Каспийском, Восточно-Кубанском и других
регионах. В олигоцене выделяются хадумская, баталпашинская свиты и алкунский
горизонт. Хадумская свита по литологическим признакам подразделяется на три
горизонта: нижний - пшехский, средний - полбинский, верхний - горизонт
Морозкиной балки. Баталпашинская свита подразделяется на две части высокоомным
плотным доломитом, выделяемым на диаграммах электрометрии.
Основными
породообразующими
минералами
в
составе
аргиллитов
и
аргиллитоподобных глин хадумской и баталпашинской свит по результатам
разносторонних исследований являются гидрослюда мусковитого типа, каолинит,
хлорит и, в незначительном количестве, смешаннослойные образования. Аргиллиты и
аргиллитоподобные глины хадумской и баталпашинской свит состоят из глинистых
минералов (48-95%), органического вещества (0.4-7.3%), пирита (2-5%) и содержат
битумоиды (0.18-2.4 %). В диссертации подробно описаны морфология пород, состав
породообразующих
минералов,
глинистых
минералов,
влияющих
на
ФЕС,
термодинамические условия залегания.
Изучаемые коллекторы относятся к классу низкопроницаемых. Матрица
плитчатых пород практически непроницаема (0.001*10-3мкм2). Породы при контакте с
водами различного типа и широко изменяющейся минерализацией практически не
подвержены набуханию из-за отсутствия монтмориллонита в составе глинистых
минералов.
13
Анализ
результатов
лабораторных
показывает, что коллекторами нефти
Предкавказья
являются
и
гидродинамических
исследований
в олигоценовых отложениях Восточного
разуплотненные,
листоватые,
тонколистоватые,
тонкоплитчатые аргиллитоподобные глины и аргиллиты. Плотные глины и мергели,
отличаясь непроницаемостью и отсутствием эффективной пористости, являются
экранами. Коллекторскими свойствами обладают листоватые аргиллитоподобные
глины и аргиллиты баталпашинской свиты и тонкоплитчатые до листоватых
аргиллиты горизонта Морозкиной балки, характерной особенностью которых
является разуплотненность.
Притоки нефти из битуминозных олигоценовых отложений указывают на наличие
в них локальных участков с развитием трещинного коллектора. В интервале
наибольшего разуплотнения пород (граница баталпашинской и хадумской свит)
трещинная
пористость составляет от
(Кпотк.)=22.6%.
По
данным
0.1% до 4.1%,
гидродинамических
открытая
исследований
пористость
скважин
проницаемость изменяется в пределах (2-22)10-3мкм2, в среднем составляет 5.010-3
мкм2. Характерно, что максимальная битуминозность и низкая объемная плотность
пород приурочены именно к этой зоне. Основными факторами, обусловившими
разуплотненность пород, являются тектонические напряжения и расклинивающее
воздействие генерируемых углеводородов.
По своим литофациальным особенностям олигоценовые отложения относятся к
нефтематеринским, а в настоящее время - нефтесодержащим образованиям. В
условиях катагенеза идут не только процессы генерации углеводородов, но и их
перемещение. Основной причиной, обусловившей возможность как латеральной, так
и вертикальной миграции углеводородов (УВ) из области их генерации (повышенных
давлений), преимущественно глинистых толщ, в область аккумуляции (пониженных
давлений), в смежные коллекторские породы, являются аномально - высокие поровые
давления, возникающие в тектонически-активных районах.
Таким образом, эффективным емкостным пространством для нефти являются
вторичные
межплитчатые и межлистоватые пустоты повышенной раскрытости,
отличающиеся
от
межзернового
и
трещинного
типов
соотношениями
характеристических линейных размеров, а также исключительно высокой физико-
14
химической активностью твердой поверхности. Фильтрационные свойства этих
коллекторов обеспечиваются листоватостью и плитчатостью.
В первой же главе диссертации приведен анализ нефтегазоносности майкопских
отложений Предкавказья, включая сведения об их испытаниях в 151 скважине 36
площадей. Из анализа видно неравномерное развитие нефтесодержащих коллекторов
и изменение дебитов нефти в широких пределах- от 0,5 до 104 м3/сут. Результаты
испытаний скважин показали, что выявленные залежи нефти и все наиболее
интенсивные нефтепроявления приурочены к интервалам разуплотненных аргиллитов
баталпашинской
и
верхней
части
хадумской
свит.
Продуктивным
зонам
соответствуют аномально-высокие пластовые температуры (125-130оС) и АВПД
(28.8-31.5 МПа) на глубинах 2100-2150м.
Для обоснования приоритетных направлений развития комплекса ГИРС в
поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах Предкавказья автором
проведен анализ эффективности используемого комплекса ГИС при изучении
наиболее сложных коллекторов Предкавказья – хадумитов [4, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 14,
16]. Результаты анализа основываются также на данных, полученных автором при
выполнении расширенного комплекса ГИС в ряде экспериментальных скважин,
пробуренных на глинистые, глинисто-карбонатные отложения палеогена с целью
выявления методических возможностей выделения коллекторов и оценки их
насыщения.
Информативность отдельных методов ГИС оценивалась по статистическим
распределениям их показаний в продуктивных и непродуктивных интервалах
исследуемой
толщи разрезов скважин (рис.1). Оказалось, что эффективность
выделения продуктивных интервалов для отдельных методов изменяется в пределах
40-65%. Максимальные значения связаны с показаниями естественной гаммаактивности (ГК), а минимальные – с интервальным временем (ΔТ). Продуктивные
интервалы
характеризуются
сопротивления (КС),
повышенными
интенсивности
значениями
ГК,
электрического
нейтронного гамма - каротажа (НГК)
и
практически не отличаются от непродуктивных интервалов по значениям ΔТ. Слабая
дифференциация в значениях информативности рассматриваемых параметров не дает
оснований рекомендовать к использованию отдельные из них, поскольку в целом их
эффективность невысока. Низкая информативность используемого комплекса ГИС
15
связана не только с недостатками отдельных методов, аппаратуры или с ограничениями
их применения в связи с усложнением естественного строения изучаемых коллекторов,
но и с несовершенством технологий скважинных исследований и методик
интерпретации результатов.
Разновременные замеры электрометрии, выполненные в этих, а также во многих
других скважинах, показывают, что их результаты являются функцией времени и
условий вскрытия пласта. Поэтому электрометрию следует проводить в первые сутки
после вскрытия пласта, особенно для низкопористых и (или) трещиноватых
коллекторов, но не позднее трех суток.
Исследования разреза методами радиометрии показывают, что методы НГК и
компенсированного нейтронного каротажа (КНК) - малоинформативны из-за низкой
чувствительности
в
области
высокого
водородосодержания.
Поэтому
для
количественной интерпретации более предпочтителен плотностной гамма-гамма
каротаж (ГГК-П) из-за слабого влияния на него глинистости.
Рис. 1. Распределение информативности геофизических параметров в разрезах скважин, представленных
продуктивными глинистыми отложениями.
Однако кривые ГГК-П сильно подвержены влиянию кавернозности ствола.
Нарушение контакта прибора с породой приводит к существенному завышению
показаний ГГК (занижению объемной плотности) за счет влияния промежуточной
среды (скважинной жидкости) и выделению ложных разуплотненных интервалов.
Влияние неоптимального времени проведения геофизических исследований на
ГГК-П иллюстрируют временные замеры, проведенные 29.03.86г. и 03.06.86г. (рис.2).
16
Требования к оптимальному времени проведения ГГК, КНК связаны также с
малым радиусом исследования этих методов (соответственно 10 и 20 см) и влиянием
даже неглубокого проникновения фильтрата.
Что касается ГК, то его информативность низка, как и стандартного комплекса
ГИС, поскольку он не позволяет оценить глинистость, тип и содержание глинистых
минералов, а также содержание органического вещества, без учета которых нельзя
судить о ФЕС коллекторов по комплексу ГИС. Включение в комплекс ГИС ГМ-С
позволит существенно
повысить
геологическую
эффективность поисково-
разведочных работ. В связи с наиболее широким охватом разрезов нефтегазовых
скважин акустическими методами проанализированы результаты, полученные
различными приборами АК (СПАК-4М, СПАК-6, СПАК-НН, АК-1-841, АКН) в
экспериментальных скважинах 2 и 3 Довсунской площади. Установлено, что
наиболее приемлемый тип скважинной аппаратуры для данного разреза - это СПАКНН, АКН, имеющие длины зондов 2,8 и 4,0м соответственно.
В
целом,
для
существенного
повышения
эффективности
использования
акустических методов, информативность которых падает в
трещинных
низкопористых
глинистых и карбонатных коллекторах, необходимо внедрить новую
технологию регистрации и комплексной интерпретации с использованием волнового
акустического каротажа (ВАК).
Подвергнуты обстоятельному критическому анализу наиболее известные способы
и методики
выделения глинистых коллекторов. В целом их эффективность не
превышает 40-65%. Общий их недостаток - слабая петрофизическая и методическая
обоснованность,
отсутствие
соответствующей
скважинной
литологически
аппаратуры
выдержанных
и
опорных
метрологического
пластов,
обеспечения,
необходимость дополнительной информации по бурению и т. д.
Отдельно рассмотрена проблема геофизических исследований в скважинах
старого фонда. Это направление заметно активизировалось в связи с резким падением
объемов
бурения,
расконсервацией
и
разработкой
старых
месторождений.
Обусловлено это тем, что в практике разработки старых месторождений нередки
случаи, когда после пересмотра накопленного геолого-геофизического материала
выявляются и вовлекаются в разведку ниже- или вышележащие продуктивные
объекты, пропущенные ранее по разным причинам. Следует отметить, что за
17
последние годы разработаны новые методы и технологии, эффективные как в
открытом, так и в обсаженном эксплуатационной колонной стволе скважин,
обоснованные петрофизически, методически, обеспеченные сертифицированной
аппаратурой и программно-методическими
комплексами
обработки
и
интерпретации. Прежде всего это методы ГМ-С, ИМР, ВЧТ, ИПТ, волновой АК
Рис. 2. Результаты геофизических исследований в экспериментальной скв. 2 пл. Довсунская.
(ВАК), расходометрия (РГД), влагометрия (ВГД) и т.д.
Таким образом, из проведенного анализа следует, что инновационные решения по
всестороннему обоснованию и развитию комплекса ГИРС для поисково-разведочных
и эксплуатационных скважин Предкавказья с учетом особенностей изучаемого
18
геологического разреза, специфических условий бурения и характера ожидаемой
геологической информации предполагают решение следующих важнейших задач:
- совершенствование применяемого комплекса ГИС на основе новых программнометодических и технологических подходов;
- внедрение новых, более эффективных методов изучения сложных коллекторов и
разработка петрофизических и методических основ интерпретации получаемых
данных;
- совершенствование технологии испытаний трещинных и слабосцементированных
гранулярных коллекторов с помощью ИПТ с использованием, разработанного
автором, технического устройства очистки ПЗП и передачи на пласт оптимальных
депрессий (УОПД), предотвращающих неупругие деформации коллекторов;
- совершенствование технологий вторичного вскрытия пластов и интенсификации
притоков на основе разработки и внедрения нового поколения ПВА, основанной на
использовании горящих энергоносителей и технологий газодинамического разрыва
пласта.
По результатам проведенных исследований в главе 1 представлен «Рациональный
комплекс ГИРС для поисково-разведочных, эксплуатационных и обсаженных
скважин Предкавказья», разработанный автором [8] с учетом сформулированных
выше задач и геологических особенностей коллекторов Предкавказья.
Вторая
обоснованию
глава
и
посвящена
разработке
геолого-геофизическому,
методических
основ
петрофизическому
интерпретации
данных
спектрометрического гамма - каротажа и его внедрению.
Используемый в глинистых отложениях палеогена, осложненных аномальными
значениями гамма-активности, комплекс ГИС не позволяет оценить глинистость
(Кгл.), тип глинистых минералов, а также содержание органического углерода (Сорг),
без учета которых нельзя судить о фильтрационно-емкостных свойствах этих
отложений. В условиях полиминерального состава цемента и при наличии
обогащенного ураном органического вещества и во многих других случаях
информация о глинистости в принципе не может быть получена без данных о природе
естественной радиоактивности горных пород.
Вместе с тем информация о содержаниях естественно-радиоактивных элементов
(ЕРЭ),
как
важнейших
геохимических
индикаторах
условий
осадко
-
и
19
минералообразования,
особенно
петрофизического обоснования и
ценна
для
геолого-геофизического,
разработки методических основ интерпретации
данных ГМ-С.
На основе анализа и обобщения данных ГМ-С керна автором [1, 15] установлено
следующее.
1. Аномально-высокие
значения
общей
радиоактивности
олигоценовых
отложений связаны с относительным увеличением содержания урана (U), несмотря на
то, что в целом его содержание в этих осадках не превышает 1%. Относительно
низкое содержание урана является следствием образования осадков олигоцена в зонах
естественного прогибания. Быстрое (в сравнении с баженовской свитой) захоронение
больших
количеств
органического
материала
в
восстановительной
среде
препятствовало значительному обогащению осадков ураном.
2. Установлены связи содержания отдельных радионуклидов с наличием или
отсутствием коллекторов (рис.3). Так, в отложениях, не являющихся коллекторами,
велик вклад тория (90% для отложений полбинского горизонта) при отсутствии U, в
то время как для коллекторов баталпашинской свиты и свиты Морозкиной балки
характерно преобладание радия (80% и 84%, соответственно) при заметном
присутствии U.
3. Установлены связи между общей и парциальными гамма-активностями ЕРЭ, а
также парциальные вклады Ra, Th, U в суммарную гамма-активность в единицах
уранового эквивалента (рис.4).
Между радием (Ra) и общей гамма - активностью (Q) выявлена функциональная
связь вида:
Q = 1.1 + 1.02·Ra.
(1)
Это соответствует вкладу радия в общую гамма-активность, на долю которого для
отложений баталпашинской свиты (bt) и свиты Морозкиной балки (chd3) приходится
соответственно 80 и 84%. Менее тесная связь с Q у урана и практически отсутствует у
тория (Th).
Таким образом, теснота приведенных связей определяется, с одной стороны,
степенью вклада ЕРЭ в общую радиоактивность, а, с другой – сложным характером
распределения ЕРЭ в минеральной и органической компонентах пород.
20
4. Для литологической дифференциации пород, составляющих разрез изучаемых
отложений, введен коэффициент литологической дифференциации (Кд), который
представляет отношение модальных значений их гамма – активностей и позволяет
достаточно надежно расчленять основные литологические разности по содержаниям
отдельных радионуклидов (табл.1). Наибольшей разрешающей способностью по Кд
обладает торий, очевидно, в силу того, что он связан с минеральной частью породы, а
не с концентрацией органического вещества. Что касается Кд по урану, то он
значительно ниже этого показателя по торию, хотя
в
ряде случаев может
использоваться для решения задач литологической дифференциации. Причина его
снижения заключается в более тесной зависимости U от Copг. и форм его
присутствия, что играет своего рода нивелирующую роль при переходе от одной
литологии к другой.
5. Установлены связи суммарной и парциальной гамма - активностей от глинистости
и концентрации органического
углерода. При определенной тенденции к росту
радиоактивности с увеличением глинистости и Сорг. достаточной теснотой эти связи
не отличаются, поскольку суммарная радиоактивность глин зависит не только от
минеральной части, но и в значительной степени от количества и форм распределения
органического вещества (ОВ) в породе. Это подтверждается и улучшением связи Q с
Кгл., когда из Q исключается та ее часть, которая обусловлена Сорг. Поэтому
зависимости Сорг. и Кгл. от гамма-активностей отдельных радионуклидов
обоснованно
отражают
своеобразие
изучаемых
отложений,
более
являющихся
одновременно и генерирующей, и аккумулирующей углеводороды толщами.
Рис. 3. Усредненные парциальные вклады U, Ra, Th в суммарную гамма-активность для хадумитов
Восточного Предкавказья в единицах уранового эквивалента: а – пшехская свита; б – полбинский
горизонт; в – свита Морозкиной балки; г – баталпашинская свита.
21
6. Установлены связи между концентрациями
органического вещества в глинах и битумоидами
(ХБ), между количеством и типом Сорг. и
нефтегенерирующими возможностями изучаемых
олигоценовых отложений (рис 5). Зависимости
между ХБ и Сорг. отличаются достаточной
теснотой, хотя общая зависимость между этими
параметрами
для
олигоценовых
отложений
Восточного Предкавказья довольно сложная,
Рис. 4. Зависимости между суммарной и
которую условно можно разделить на 3 области:
элементными (парциальными) гамма-
область I (Сорг.=0-2%) - область низкого
активностями
нефтегенерационного потенциала и с гумусовым
для
Восточного Предкавказья.
хадумитов
типом ОВ;
область II (Сорг.=2-4%) - область среднего и высокого нефтегенерационного
потенциала с сапропелевым ОВ, для которой, согласно
С.Г.Неручеву и
Ю.И.Корчагиной, характерен более высокий выход углеводородов, чем для глин с
гумусовым типом ОВ;
область III (Сорг.>4%) - область высокого нефтегенерационного потенциала.
Области I и III характеризуются низкими выходами углеводородов на единицу ОВ, а
область II - очень высоким выходом УВ.
В этой же главе кратко изложены физические основы ГМ-С и методика
скважинных измерений. Показано, что основой геологической интерпретации данных
ГМ-С являются установленные автором связи содержаний ЕРЭ с литологическими,
петрофизическими свойствами, а также генезисом изучаемых пород [16].
Выделение и оценка коллекторов в нефтематеринских глинах является одной из
сложнейших задач. Для поиска критериев выделения коллекторов автором [2, 16]
опробованы различные соотношения содержаний ЕРЭ: U, U/Th; U/K; U/K+Th; K·Th;
Th/U. При редактировании данных ГМ-С эти параметры в виде диаграмм или таблиц
выводятся вместе с диаграммами содержаний ЕРЭ и интегрального канала.
Комплексный анализ данных спектрометрии керна, сопоставлений данных ГМ-С
скважин с результатами испытаний и гидродинамических исследований в колонне
показал, что наиболее информативными при выделении трещинных коллекторов в
22
хадумитах являются следующие параметры: содержание U; отношение U/Th,
объемная глинистость по Th (Кгл.Th) и произведение К·Th (КТИ). По относительно
высоким значениям U, U/Th выделяют
интервалы
возможного
развития
естественных трещин (трещиноватых зон) в нефтематеринских породах.
Таблица 1 - Данные о дифференциации основных литотипов пород палеогена по
содержаниям отдельных ЕРЭ
№
п/п
Сочетание литологических типов
Коэффициент
литологической
дифференциации
По
По
По Q
U
Th
1,02 1,33
1,3
1
Глина неизвестковая – глина слабоизвестковая
2
Глина неизвестковая -глина известковая
1,1
1,0
1,8
3
Глина известковая – мергель
1,4
1,2
2,0
4
Мергель – известняк
1,73
1,4
3,8
5
Глина неизвестковая - известняк
2,56 1,2 13,4
Для оценки фильтрационных возможностей этих интервалов (зон) используют
концентрации Th, значения объемной глинистости по Th (Кгл.Th), индекс глинистости
(КТИ), по которым проницаемые трещиноватые интервалы характеризуются низкими
значениями.
Коллекторами нефти в нефтематеринских глинах олигоцена являются скопления
тонких прослоев аргиллитоподобных глин, залегающих в толще более массивных
глин, а также вдоль границ литологических разностей(несогласий), которые
характеризуются высокими значениями U (15-20·10-4% и более) и U/Тh (>2.5),
низкими значениями Th, Кгл.Th и КТИ. Результаты
(обсаженная скважина) подтвердили
испытаний
в
колонне
высокую эффективность предложенных
автором [15, 16] критериев выделения трещиноватых коллекторов в глинистых
отложениях палеогена по ГМ-С и позволили установить их граничные значения:
1. Cu >15·10-4 %; U/Тh >2.5; КТИ <20 - нефтенасыщен, проницаем;
2. Cu <15·10-4 %; U/Тh <2; КТИ <20 - водонасыщен, проницаем;
3. Cu >>20·10-4 %; КТИ >> 35 - глинистые породы с повышенным Сорг .
23
На рис. 6 и 7 показаны примеры реализации
предложенной технологии как в открытом стволе,
так
и
в
обсаженном,
где
сопоставлена
эффективность различных критериев выделения
глинистых коллекторов с результатами испытаний
в колонне. Эти примеры подтверждают низкую
эффективность стандартных способов выделения
глинистых
коллекторов
по
сравнению
с
предложенными критериями по ГМ-С.
Спектрометрия
Рис. 5. Связь содержания битумоидов и
органического углерода в хадумитах
Восточного Предкавказья.
решении
также
ряда других
эффективна
актуальных
при
задач
нефтепромысловой геологии самостоятельно.
К ним относятся, в частности, выявление обводняющихся интервалов при
разработке продуктивных пластов, а также интервалов заколонных перетоков;зон
доломитизации
в
карбонатных
коллекторах; доразведка вышележащих
продуктивных пластов в обсаженных скважинах и т.д. Во второй главе диссертации
эти выводы иллюстрируются рисунками и таблицей сопоставлений результатов
рекомендаций по ГМ-С и испытаний в колонне для ряда месторождений
Предкавказья.
Принципиально важным при изучении битуминозных глин с помощью ГМ-С
является возможность определения глинистости и органического вещества. Под
глинистостью понимают в одних случаях гранулометрическую
(пелитовая
фракция)
независимо
от
минерального
состава.
глинистость
Для
оценки
фильтрационных свойств пород важно знать именно эту глинистость. В других –
минеральная глинистость, то есть содержание глинистых минералов, основной
особенностью которых является наличие химически связанной воды, влияющей на
показания АК, КНК, ГГК-П.
Для определения Кгл автором рекомендуется зависимость [16]:
Кгл = Кгл оп. min + I (К, Th, КТИ)·(Кглоп. mаx - Кглоп.min),
(2)
где: Кгл оп. min – значения объемной глинистости для плотного (опорного) пласта F3;
Кглоп.
mаx
– значения объемной глинистости для глинистого (опорного) пласта chd3-
24
chd1; I (K, Th, КТИ) - значения двойного разностного параметра ГК по K, Th, КТИ,
соответственно.
Выбор опорных пластов не представляет трудностей при вскрытии известняков
эоцена (F3). В качестве опорного пласта с максимальными показаниями интегральной
кривой ГК и ЕРЭ выбирают глины в кровле хадума (chd3). В качестве опорного пласта
с минимальными показаниями интегральной кривой ГК и ЕРЭ выбирают регионально
выдержанные известняки белой свиты (F3). В случае не вскрытия известняков F3, в
качестве второго опорного (плотного) пласта можно использовать подошвенную
часть полбинского горизонта в хадуме.
Рис. 6. Сопоставление различных критериев выделения глинистых коллекторов палеогена с
результатами испытаний в колонне. Родионовская площадь, скв.1, Вост. Предкавказье.
Рис. 7. Сопоставление различных критериев выделения глинистых коллекторов олигоцена с
результатами испытаний в колонне. Елизаветинская площадь, скв.3 (ГМ-С выполнен в обсаженном
стволе).
25
Автором обоснованы минимальные, максимальные и средние значения объемной
глинистости для опорных пластов основных литотипов изучаемого разреза. При этом
для опорного пласта с максимальной глинистостью (chd3) Кгл= 90.5 %, а для опорного
пласта с минимальной глинистостью (F3) Кгл= 15 %.
В главе 2 диссертации показано, что торий является прямым индикатором
объемной глинистости в изучаемых отложениях, не осложненных содержанием
тяжелых акцессорных минералов, поскольку он связан с минеральной частью пород,
не находится в составе скелета (матрицы), рассеян в породе и его содержание не
зависит от концентрации ОВ. Поэтому глинистость, определенная по Тh,
рекомендуется для оценки ФЕС изучаемых отложений.
Содержание калия не связано однозначно с глинистостью, поскольку в глинах
олигоцена (особенно в подреперной части) отмечается повышенное содержание
гидрослюды (48 - 95%), в состав которого входит значительное (до 12-14%)
количество
калия.
Следовательно,
глинистость,
определенная
по
калиевому
индикатору (Кгл. К), является минеральной и ее следует использовать, в основном, для
исправления методов оценки пористости КНК, АК, ГГК-П с учетом влияния на них
глинистых
минералов.
Повышение
точности
оценки
глинистости
по
этим
индикаторам обусловлено, прежде всего, исключением из показаний ГК урановой
составляющей, которая, в общем случае, не связана с глинистостью изучаемых
отложений, а зависит от содержания органики и форм её распределения.
Данные
определения
глинистости,
типа
глинистых
минералов
и
Сорг.
представлены в диссертационной работе в виде отдельных приложений.
Результаты
проведенных
исследований
показывают,
что
наиболее
эффективными направлениями использования ГМ-С при изучении глинистых
коллекторов Предкавказья являются следующие.
1. Выделение трещинных коллекторов в битуминозных глинистых, глинистокарбонатных толщах, оценка их насыщения и ФЕС.
2. Литологическое расчленение и стратиграфическая корреляция разрезов.
3. Оценка содержания отдельных глинистых минералов или их ассоциаций и
прогноз их влияния на коллекторские свойства отложений.
4. Определение различных типов глинистости (минеральная, объемная).
26
5. Разделение гамма-аномалий, обусловленных глинистостью, полево-шпатовостью
или повышенным содержанием урана (радия).
6. Выделение зон доломитизации (коллекторов) в карбонатном разрезе.
7. Выявление
обводняющихся
пластов
в
обсаженных
скважинах
по
радиогеохимическому эффекту (РГХЭ) и оценка их фильтрационной неоднородности
и другие задачи.
Третья глава посвящена разработке геолого-геофизических, методических основ
и
технологии
выделения
и
оценки
насыщения
глинистых
коллекторов
радиоиндикаторным методом по радону (ИМР). В основу ИМР положены гамма каротажные наблюдения
за
распределением по
стволу скважины и в ПЗП
радиоактивного газа - радона - 222.
Уникальные физико-химические свойства радона (подробно приведены в
диссертации)
позволяют
использовать
его
для
решения
важных
задач
нефтегазопромысловой геологии. Прежде всего, это выделение проницаемых зон
(пластов), их дифференциация по ФЕС и оценка насыщения.
Возможность выделения проницаемых
интервалов в глинистых отложениях
обусловлена двумя факторами:
-
зависимостью
показаний
ИМР
от
структуры
емкостного
пространства,
эффективной толщины и эффективной пористости коллектора;
- способностью радона перемещаться со своим гидродинамическим носителем, а
активированной жидкой фазы - проникать в процессе фильтрации в поры и трещины
(проницаемостью около 0.001 мкм2) без потерь и обусловливать появление
аномального гамма-поля.
Оценка насыщения пластов по ИМР основывается на том, что амплитуды
индикаторных аномалий зависят еще и от характера насыщения пласта. Пласт,
насыщенный углеводородами, будет характеризоваться существенно более высокими
гамма - показаниями, чем водонасыщенный, так как растворимость радона в воде и
нефти (в пластовых условиях) соотносится как 1:40. Причем в воде его растворимость
уменьшается с увеличением температуры и минерализации, что равносильно
увеличению глубины скважины. Поэтому эффективность ИМР по оценке насыщения,
в том числе, по определению ВНК, ГВК будет повышаться с глубиной.
27
В процессе разработки технологии ИМР и методики интерпретации [3, 10]
решался комплекс задач, способствовавших их
успешному внедрению
в
производство.
1. Организационно-технические (выбор и подготовка скважин, обеспечение работ
радоном, малогабаритной скважинной аппаратурой).
2. Учет необычайно сложного набора геолого-технических особенностей изучаемых
отложений (кавернозность и техногенная трещиноватость ствола, значительный
интервал
необсаженной части ствола, составляющий 1500м, АВПД, АВПоД,
отсутствие глинистой корки против проницаемых интервалов в традиционном ее
понимании).
3. Лабораторные исследования керна (изучение процессов адсорбции радона
глинистой породой, определение ФЕС и т.д.).
В части технологии работ отрабатывались следующие вопросы: выбор носителя
радона; концентрация радона в носителе; доставка индикатора к интервалу
исследований; закачивание индикатора в пласт.
В качестве носителя радона применялись техническая вода, дизтопливо и
глинистый раствор. Положительным при затворении радона на воде является его
высокая подвижность и перераспределение в зоне проникновения между водой и
пластовым флюидом, что обусловлено различием растворимости радона в воде и
нефти в пластовых условиях. Однако анализ результатов скважинных исследований
(скв. 97 Журавская) показал, что при использовании технической воды происходит ее
смешение с глинистым раствором, что приводит к повышению водоотдачи
последнего.
Использование дизтоплива в качестве носителя радона (скв.89 Журавская)
предпочтительно тем, что оно не смешивается с водой и, благодаря разной
растворимости, радон не теряется при движении индикатора к интервалу
исследования. Однако дизтопливо всплывает в глинистом растворе вследствие
меньшей плотности
и задерживается на гидрофобизованной поверхности. При
затворении радона в глинистом растворе не меняются реологические свойства
последнего и исключается опасность выброса. Вместе с тем может происходить
"размывание" переднего и заднего фронта "метки" в процессе движения, что снижает
концентрацию радона в носителе (скв.87 Журавская и 9 Искринская).
28
При расчете концентрации радона в носителе исходили из ожидаемых для
изучаемых коллекторов значений эффективной пористости (Кп.эф. =2.7%) и
необходимости обеспечения достоверных данных о проникновении радона в
проницаемые
интервалы.
Доставка
индикатора
в
интервал
исследования
осуществлялась двумя путями – прямой прокачкой агрегатами и с помощью торпед
ТШ-50. Закачивание индикатора в проницаемые (принимающие) интервалы
осуществлялось расхаживанием бурильного инструмента.
В
главе
3
диссертации
детально
описаны
технология
ИМР,
впервые
разработанная [3, 10] для выделения глинистых коллекторов и оценки их насыщения
при
уникальном наборе аномальных геолого-технических условий исследований
(измерений), и методика интерпретации диаграмм ИМР
в комплексе с другими
геофизическими материалами. При этом в основном используется методика изучения
гамма-амплитудной характеристики отложений, то есть оценивается превышение
индикаторной кривой над фоновой с учетом погрешностей и "остаточного" радона в
стволе скважины. Значение последнего определяется в пределах некавернозной части
разреза по уровню гамма - показаний в заведомо непроницаемых пластах. При
отсутствии существенной дифференциации отложений по другим геофизическим
методам интерпретация данных ИМР проводится по методике анализа толщин.
Несоответствие толщин, выделяемых по индикаторной диаграмме ГК, таковым по
комплексу ГИС, способствует установлению интервалов, принявших радоновый
индикатор.
Аналогично
рассматриваются
кавернозные
интервалы,
однако
выделяемые в пределах этих интервалов для испытания прослои требуют
подтверждения дополнительным комплексом ГИС. На рис.8 представлен пример
выделения проницаемых пластов в глинистой толще олигоцена. Учитывая низкую
емкость предполагаемого коллектора и возможность повышения чувствительности
ИМР увеличением интенсивности «метки», концентрация индикатора в растворе
была доведена до 1000мкр/ч. В ходе проведения технологических операций была
выполнена серия из 9 замеров ГК (описание технологии работ и результатов
интерпретации приводятся в диссертации). Пример оценки насыщения выделенных
проницаемых интервалов, основывающийся на различии растворимости радона в
нефти и воде, показан на рис.9.
29
Для выяснения природы остаточной гамма-активности в кавернозных интервалах
исследуемого разреза и разработки способа ее снижения был
Рис. 8. Сравнение эффективности различных критериев выделения глинистых коллекторов по ГИС с
результатами изучения профиля притока.
отобран керн из скв.9 Искринская и передан в ВолгоградНИПИнефть. По результатам
изучения процессов адсорбции радона глинистой породой В.Н. Киляков предположил
две вероятные причины аномалий: либо шероховатость стенок скважины, вследствие
чего трудно вымыть радон из него, либо набухание глин при контакте с буровым
раствором, минерализация которого отличается от минерализации воды в глинах.
По
нашему
мнению,
единственным минералом, способным к набуханию при
контакте с глинистым раствором и их фильтратами, является монтмориллонит,
которого гидрослюдистая зона Восточного Предкавказья не содержит, заметного
набухания глин по этой причине происходить не может [10, 15].
Следовательно, причиной аномалий в кавернозной части ствола является
шероховатость стенок скважины. В технологии ИМР [3, 10] предложены способы их
снижения.
Показано относительное снижение информативности индикаторного ГК по
контролю проникновения радона в пласт в условиях «намыва» каверны в стволе,
объяснены причины этого. Предложен оптимальный комплекс и методика его
использования, повышающие достоверность выделения проницаемых интервалов.
30
Приведены примеры, иллюстрирующие эффективность этого подхода. Предложен
способ определения глубины проникновения индикатора в пласт, что является
основой
для
последующих
определений
наиболее
важных
количественных
параметров пласта.
Рис. 9. Пример оценки насыщения глинистых коллекторов с использованием различия растворимости
радона в нефти и в воде. (Пл. Искринская скв.9): 1 – фоновый замер (прибор СП-62); 2 – через 20 ч. после
замены активированной жидкости на радон; 3 – после дополнительной промывки скважины; 4 – после
закачки 2,5 м3 воды в интервал исследования и расхаживания инструмента (30 раз); 5 – замер прибором
РК-8-851 после полного распада Rn и подъема НКТ; 6 – замер прибором СП-62 после полного распада Rn
и подъема НКТ.
Четвертая глава посвящена совершенствованию информационно-методических
возможностей
термического
каротажа
по
выделению
глинистых,
глинисто-
карбонатных коллекторов палеогена.
Физической основой использования термометрии для оценки насыщения
глинистых коллекторов палеогена является то, что при насыщении породы водой,
нефтью или газом, при прочих равных условиях, изменяются ее тепловые свойства.
Тепловое сопротивление воды в 4 раза меньше, чем у нефти и в 14 раз меньше, чем у
природного газа.
31
Теплопроводность изучаемых глинистых коллекторов изменяется в широких
пределах, что объясняется, главным образом, влиянием влажности. Низкой
теплопроводностью
(высоким
тепловым
сопротивлением)
обладают
глины,
аргиллиты, а также интервалы газонефтенасыщения. Наибольшими значениями
теплопроводности отличаются ангидриты, доломиты, известняки, мергели и
водонасыщенные породы.
Использование термометрии для оценки насыщения глинистых коллекторов
основывается
на
изучении
локальных
тепловых
полей,
возникающих
при
взаимодействии горных пород и глинистого раствора в процессе бурения [7].
Существующая методика термокаротажа предусматривает запись термограммы
на
одном
из
последних
спусков
скважинного
прибора
при
выполнении
заключительного объема ГИС. По такой термограмме нельзя судить не только о
характере насыщения предполагаемого коллектора, но и об истинных значениях
абсолютной температуры пород. Первое связано с непрерывным перемешиванием
глинистого раствора во время спускоподъемных операций (СПО) и, как следствие
этого, исчезновением термоаномалий, характеризующих различие теплообмена
между горными породами и промывочной жидкостью (ПЖ), а второе - с
недовосстановленностью температурного равновесия между ними. Автором [7]
установлено, что термоаномалии, зарегистрированные в начале исследований,
исчезают через 8-10 СПО или через 12-15 часов после подъема бурильного
инструмента, независимо от наличия или отсутствия циркуляции раствора. Поэтому
измерения, выполненные после этих сроков, редко несут информацию о насыщении
горных пород, слагающих разрезы скважин. Автором разработана и внедрена
технология оценки насыщения глинистых коллекторов палеогена с помощью
высокочувствительной термометрии, учитывающая установленные особенности
термоаномалий [7].
Данная технология предусматривает проведение в интервале перспективного
разреза трех разновременных замеров в следующие оптимальные сроки.
Первый замер проводят сразу после подъема бурильного инструмента, что
позволяет регистрировать тепловые поля, характеризующие теплообмен между ПЖ и
горными породами, в самом начале их формирования. Этому способствует эффект
разряжения, возникающий во время подъема бурильного инструмента (особенно на
32
большой скорости и малом зазоре между диаметрами бурильного инструмента и
стенками скважины), который частично снимает избыточное давление на пласты.
Второй замер проводят через 6-8 часов после подъема бурильного инструмента.
Термограмма второго замера наиболее дифференцирована, причем амплитуды
термоаномалий пропорциональны температуропроводности горных пород.
И, наконец, третий замер проводят после выполнения полного комплекса ГИС
(через 18-24 часа после подъема бурильного инструмента). Термограмма этого замера
характеризуется отсутствием аномалий, редкое исключение могут составить
интервалы местных (локальных) тепловых полей, возникающих по разным причинам.
Интерпретация результатов исследований (рис.10) сводится к совмещению
термограмм первого и второго замеров по конфигурации и проведению через них
"граничной линии", разделяющей породы с аномальными тепловыми свойствами на
две
группы:
породы
повышенной
теплопроводности,
характеризующиеся
положительными термоаномалиями, – справа от "граничной линии"; к ним в
изучаемом разрезе относятся мергели, мергеле - доломитовые разности, известняки,
водонасыщенные
породы;
породы
пониженной
теплопроводности,
характеризующиеся отрицательными термоаномалиями, - слева от "граничной
линии"; как правило, это массивные глины, особенно с АВПоД, подверженные
кавернообразованию,
поглощающие
интервалы,
трещиноватые
газо-
нефтенасыщенные аргиллиты. В качестве "граничной линии" можно использовать
термограмму третьего замера при
условии, что она "выположилась" (нет
термоаномалий). Эффективность данной технологии подтверждена результатами
испытаний скважин. Предложенная технология позволяет использовать термометрию
в комплексе с другими методами ГИС для:

выделения продуктивных интервалов в глинистых отложениях палеогена;

поисков и разведки водоносных пластов, отличающихся низким тепловым
сопротивлением и высокой температуропроводностью;

литологического расчленения исследуемого разреза, уточнения границ пластов.
33
Рис. 10. Пример выделения глинистых коллекторов олигоцена с помощью разновременных термограмм.
Площадь Журавская, скв. 77.
Пятая глава посвящена решению следующих трех актуальных задач.
1. Совершенствование техники и технологии испытания глинистых коллекторов в
процессе бурения с помощью ИПТ и методики интерпретации результатов.
2. Разработка регламента испытания трещинных глинистых коллекторов.
3. Разработка способов выделения глинистых коллекторов с использованием ИПТ.
В основе решения этих задач лежат данные, полученные автором [8, 9, 10, 19, 20,
21] при обобщении большого объема фактического материала, включающего
результаты
ИПТ,
гидродинамических
исследований
в
колонне,
реализации
специальных программ ГИС, а также теоретических исследований.
Эффективность ИПТ при решении задач выявления коллекторов и оценки их
промышленной
ценности
в
поисково-разведочных
скважинах
ПО
"Ставропольнефтегаз" долгое время составляла всего лишь 3-5% в трещинных и 6080% в слабосцементированных гранулярных коллекторах. При этом комплексный
анализ результатов ИПТ и гидродинамических исследований законченных бурением
скважин показал, что интервалы, подвергшиеся воздействию значительных депрессий
(13-17 МПа) при их испытании с помощью ИПТ, осваиваются значительно труднее в
колонне, по сравнению с интервалами, не подвергавшимися воздействию больших
депрессий или испытанными при низких депрессиях (7-10 МПа).
34
Изучение процессов, происходящих в приствольной зоне пласта, обусловленных
самой скважиной, применяемой технологией бурения и испытания, позволило автору
[8, 20], на основе обобщения фактических материалов (ИПТ, ГДИ, ГИС,
исследований керна), установить следующие причины снижения проницаемости ПЗП.
1. Значительные репрессии при вскрытии отложений в процессе
бурения,
достигающие 10-15 МПа и более, приводят к проникновению как жидкой (фильтрат),
так и твердой (дисперсной) фазы промывочной жидкости в пласт и последующему
интенсивному взаимодействию с породообразующими минералами.
2. Используемые в качестве утяжелителя ПЖ гематит, барит при их длительном
контакте
с
породообразующими
минералами
приводят
к
образованию
труднорастворимых соединений.
3. Значительные
динамические
перепады
давлений
при
спуске
бурильного
инструмента нередко приводят к гидроразрыву и проникновению в пласт больших
количеств ПЖ. По временным замерам БКЗ и длинным (L=8-25 м) симметричным
градиент-зондам типа АMNB глубина проникновения фильтрата достигает 4-8 м и
более. Этому способствует
большая водоотдача ПЖ и невысокая эффективная
пористость (Кп.эф.=2.7%) этих коллекторов.
Для детального изучения процессов, происходящих в ПЗП при контакте с ПЖ,
Н.Р. Рабиновичем (ВНИИКрнефть) были проведены дополнительные лабораторные
исследования керна по Журавской площади, которыми установлен факт полной
потери проницаемости керна после воздействия ПЖ и ее фильтрата и ее
невосстанавливаемость после соляно-кислотных обработок (СКО). По полученным
результатам нами [9] сделаны следующие выводы.
1. При использовании утяжеленных буровых растворов происходит очень быстрая
(2-3 мин) кольматация (физическая закупорка) каналов фильтрации проникшими из
раствора твердыми частицами без глубокого их внедрения (не более 3-5 см) и без
образования глинистой корки в традиционном понимании.
2. Проникающие значительно глубже фильтраты ПЖ на водной основе нарушают
связи
флюидопроводящих
каналов,
что
приводит
к
накоплению
в
них
микрообломочного материала.
3. При испытании этих отложений в открытом стволе с использованием
максимальных депрессий (13-17 МПа) происходит заклинивание твердых частиц в
35
порах (каналах фильтрации) за счет смыкания трещин в результате резкого снижения
забойного давления. По данным В.М. Добрынина коэффициент сжимаемости трещин
на два порядка выше, чем у пор и составляет 10-2 см/кгс для карбонатных
коллекторов.
В связи с этим возникла актуальная проблема разработки оптимальной
технологии испытания глинистых коллекторов, отличающихся хрупкостью при
низкой прочности (до 5 МПа), предусматривающей решение двух важных задач:
 выбор оптимальных депрессий, предотвращающих смыкание трещин и способ
передачи их на пласт;
 разработка
способа
очистки
(восстановления
проницаемости)
использованием кратковременной максимальной депрессии,
ПЗП
с
регулируемой по
глубине радиального воздействия.
Относительно оптимальных депрессий при проведении ИПТ среди специалистов
существуют полярные мнения. Сторонники максимальных депрессий (13-17 МПа)
исходят из того, что с их помощью можно очистить ПЗП и выдавить пластовый
флюид из емкостного пространства. Это мнение не учитывает деформацию
коллектора, в том числе и необратимую, характерную для трещиноватых коллекторов
вообще, и глин олигоцена, в частности. Разумеется, при существующей технологии
первичного вскрытия пласта использование низких депрессий по стандартной схеме
не восстановит гидродинамической связи пласта со скважиной. Поэтому для очистки
ПЗП от продуктов кольматации с использованием мгновенной максимальной
депрессии, регулируемой по глубине радиального воздействия, и для передачи
оптимальных (низких) депрессий на пласт автором [9, 20] разработано специальное
техническое устройство очистки и передачи депрессий (УОПД). Его назначение создание в подпакерной зоне кратковременного эффекта разряжения (рис.11), за счет
которого в полость УОПД
воздействием
депрессии,
всасываются
близкой
к
Рпл
продукты
(при
кольматации
условии
ПЗП под
полной
потери
гидродинамической связи «пласт-скважина» и оптимально подобранных размерах
УОПД). Так как объем камеры зависит от размеров
УОПД,
то
этот
процесс
управляем по глубине радиального воздействия, что принципиально важно не только
для очистки ПЗП по глубине, но и для сохранения ФЕС пласта (исключения
необратимой деформации пласта). После завершения предусмотренных технологией
36
исследований (описаны в тексте диссертации) в камере отсекается представительная
проба пластового флюида, которая на устье отбирается для последующего
лабораторного анализа.
На рис.12 приведены записи кривых давлений манометров при испытании
трещинных коллекторов с применением УОПД. Для количественной характеристики
кривых УОПД (левая часть диаграммы) существенное значение имеют давления в
трех характерных точках а, в, с, которые в целом характеризуют описанный выше
эффект:
Ра - начальное давление «притока» УОПД;
Рв - конечное давление «притока»;
Рс - конечное значение кривой восстановления давления УОПД.
Далее идут кривые притока и восстановления давления, характерные для
стандартной технологии испытания (рис.12). В целом диаграмма УОПД (Р а Рв Рс)
зависит от трех факторов:
 размеров
УОПД (регулируются в зависимости от решаемых задач и типа коллектора
из расчета 0.5-2 м на каждые 5 м испытываемого интервала);
 состояния
ПЗП;
 коллекторских
свойств испытываемого пласта.
Состояние ПЗП перед очисткой характеризует величина давления в точке а (Ра).
Чем ниже это давление,
тем
больше
кольматация,
в предельном случае, при
отсутствии гидродинамической связи «пласт-скважина» и оптимально подобранном
размере патрубка, Ра близко к 0. Отрезок РвРс _ это кривая восстановления давления в
УОПД, полученная после соответствующей очистки ПЗП, интерпретируется так же,
как и обычные КВД.
В разработанной автором [9] технологии испытания и методике интерпретации
результатов предлагаются следующие количественные критерии оценки состояния
ПЗП и контроля ее очистки, а также наличия или отсутствия коллектора.
1. Ра > 10 МПа, Рс = Рпл, интервал - коллектор, ПЗП чистая.
2. Ра >10 МПа, Р1<Рс<Рпл., интервал-коллектор, ПЗП частично кольматирована.
3. 5 < Ра < 10 МПа, Р1 < Рс < Рпл, интервал слабопроницаем, ПЗП чистая.
4. Ра < 5 МПа, Рс < Р1, интервал - неколлектор, где Р1 - начальное давление притока
первого цикла испытания.
37
А
Б
а
б
в
Рис. 11. А – Схема компоновки ИПТ совместно с УОПД. Б – Технологическая схема УОПД
и перераспределения давления в подпакерной зоне при его использовании:
а - приемные клапаны испытателя пластов (ИПМ) и запорно-поворотного клапана (ЗПК)
закрыты; б – приемный клапан ИПМ открыт; в – клапаны ИПМ и ЗПК открыты.
Рис. 12. Типичные диаграммы давления манометров при испытании трещинных (приточных)
коллекторов с использованием УОПД (Палеогеновая скв.3, Рпл.=31,2МПа, ∆Р=8,0МПа, Q=2,5м3
нефть+фильтрат).
Таким образом, предлагаемая технология испытания
трещинных коллекторов
позволяет, с одной стороны, однозначно судить о наличии или отсутствии коллектора
и о состоянии ПЗП, а с другой - очистить ПЗП от кольматанта и контролировать этот
процесс.
Впервые для трещинных и слабосцементированных коллекторов Предкавказья
автором [19] разработан регламент испытаний, предусматривающий оптимальные
технологические режимы с учетом геологических особенностей разреза и условий
вскрытия.
На основании обобщения большого объема фактического материала (400
испытаний с помощью ИПТ), гидродинамических исследований в колонне,
38
теоретических исследований автором [9, 19, 20, 21] получена общая зависимость для
выбора оптимальных депрессий при вызове притока для основных литотипов
коллекторов Предкавказья:
ΔРоп =(0.12÷0.35) Рпл.
(3)
Выражением (3) пользуются следующим образом:
- для чистых песчанников и карбонатных коллекторов с межзерновой пористостью
ΔРоп = (0.12÷0.35)Рпл;
- для трещинных и слабосцементированных гранулярных коллекторов ΔРоп =
(0.25÷0.3) Рпл.
Таким образом, в соответствии с выражением (3) для коллекторов палеогена,
верхнего и нижнего мела, юры и триаса Предкавказья с учетом их коэффициентов
аномальности давлений рекомендуются применять депрессии, не превышающие
нижеприведенные значения:
Палеоген
Верхний мел, триас
ΔРmax=3,0·10 ·Ка·Н
-3
ΔРmax=2·10 ·(Ка-0.96)·Н
-2
Нижний мел, юра
ΔРmax=(1.2÷3.5)103
(4)
∙Ка·Н,
где: ΔPmax - максимально допустимая депрессия, МПа; Ка=(Рпл·102)/Н - коэффициент
аномальности – (МПа·102)/м; Н - глубина, м.
В диссертации значительное внимание уделено обоснованию оптимальных
депрессий по результатам гидродинамических исследований с использованием
индикаторных кривых. При этом вместо индикаторных кривых (зависимости дебитов
от депрессии) используются кривые зависимости дебитов от отношения депрессии к
пластовому давлению, которое названо коэффициентом депрессии (Кд)= ∆Р/Рпл.
Значение Кд меняется от 0 до 1 (рис.13, а). Соединяя точки каждой кривой,
соответствующие Кд.оп, получаем эмпирическую зависимость Кд.оп = f (Qоп) в
диапазоне значений Qоп от 5 до 52 м3/сут. (рис.13, б). Для этих условий оптимальный
коэффициент депрессии меняется от 0,2 до 0,4. Полученная кривая рекомендуется для
использования при выборе оптимальных депрессий в процессе испытания глинистых
коллекторов как в обсаженном, так и в необсаженном стволе скважины. Эти кривые
по форме соответствуют индикаторным кривым и одновременно учитывают
39
зависимость дебитов не только от депрессии, но и от пластового давления,
отражающего объективные геологические и гидродинамические условия в залежи.
Данная
технология
[18]
утверждена
на
совместном
НТС
ПО
«Ставропольнефтегаз» и ПО «Ставропольнефтегеофизика» в 1988г. и широко
опробована при испытании
трещинных и слабосцементированных гранулярных
коллекторов Восточного Предкавказья. Говоря об эффективности и практических
результатах внедрения данной технологии, следует подчеркнуть, что с 1988г., для
сопоставимых интервалов, не было ни одного случая несовпадения с результатами
испытания в колонне.
Автором предложены и внедрены способы выделения глинистых коллекторов по
ГИС с
использованием пластоиспытателей: «каротаж-репрессия-каротаж» (КРК),
«каротаж-репрессия-испытание-каротаж»
(КРИК),
лишенные
недостатков,
характерных для методов «двух растворов» и КИК.
Для определения избыточного давления раскрытия естественных трещин (при
очистке ПЗП методом КРИК) автором [9, 20] предложена зависимость:
Ризб= 1.18·(Ргидр+ Рпорш.эф) = 1.18 [Ргидр + (2.5÷7)·Н·10-3] МПа,
а
(5)
б
Рис. 13. Диаграммы зависимости: а) дебитов нефти от коэффициентов депрессии; б)
дебитов нефти от оптимальных коэффициентов депрессии.
оптимальных
где: Ргидр. - гидростатическое давление, МПа; Н - глубина, м; Рпорш.эф - давление за счет
поршневого эффекта при спуске инструмента с долотом и без него, МПа. Зависимость
учитывает влияние репрессии при вскрытии пластов и поршневой эффект,
возникающий при спуске бурильного инструмента.
40
Шестая глава посвящена вопросам разработки и внедрения прострелочновзрывной аппаратуры нового поколения, основанной на использовании горящих
энергоносителей и технологий газодинамического разрыва пласта (ГДРП) с целью
повышения
производительности
нефтегазовых
скважин,
разрабатывающих
коллекторы с трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ) Восточного Предкавказья.
Анализ уровня техники и технологии газодинамического воздействия на пласт,
предшествующего началу данной работы, выявил недостатки существующих
газогенерирующих устройств и ряд технологических проблем, ограничивающих
успешность проведения операций ГДРП. Ранее разработанные пороховые генераторы
давления имели сложную конструкцию, процесс горения зарядов происходил в
неуправляемом режиме, что не позволяло регулировать импульс давления в
зависимости
от
параметров
скважины.
Вследствие
отсутствия
физико-
математической модели процессов, происходящих в скважине при горении
пороховых зарядов, технологические операции по ГДРП проводились без расчетного
сопровождения, отсутствовал контроль параметров воздействия на пласт. Из-за
ошибок при выборе количества зарядов генератора и режимов их горения
невозможно было прогнозировать эффективность обработки скважины.
В работе представлены теоретические основы ГДРП, приведены результаты
разработки и внедрения комплекса аппаратуры и технологий газодинамического
разрыва пластов с целью повышения производительности нефтегазовых скважин.
Составной частью разработанных технологий ГДРП является
сопровождение,
определить
позволяющее
необходимое
выбирать
количество
тип
аппарата
зарядов,
для
расчетное
интенсификации,
интервал
установки
воспламенительного устройства в горюче-окислительном составе и прогнозировать
параметры воздействия. Знание параметров воздействия позволяет не только
обоснованно выбрать тип аппарата и уровень силового воздействия для конкретных
геолого-технических условий с целью преодоления зоны ухудшенной проницаемости,
но и исключить аварийные ситуации при проведении работ.
Пороховые генераторы. При освоении коллекторов с ТИЗ в Восточном
Предкавказье очень эффективны
пороховые генераторы
давления нового
поколения: ПГРИ-100, ПГД-100, ПГДБК-150, ПГД-42Т, ГСТ-43,52,85.
41
На рис.14 (а) показана динамика горения комбинированных пороховых зарядов на
примере генератора ПГРИ-100, в целом, характерная для пороховых генераторов
нового поколения. При горении такого генератора реализуется 10-12 рабочих циклов
пульсирующего давления с амплитудой 5 < Δ Р < 45 МПа и периодом τ =8 с. Изменяя
количество зарядов и секций, можно целенаправленно задавать период пульсации и
максимальную амплитуду давления (ΔР) и количество циклов.
Исследованиями И.Н. Гайворонского, К.С. Фазлутдинова, В.П. Челышева и др.
установлено, что объем трещины (Vт), формируемой в
ПЗП
импульсном нагружении, тем выше, чем больше величина Рmax
при
силовом
при условии
(∆t=const). При этом длительность импульса оказывает более существенное влияние,
чем амплитуда импульса при Рmax= const. Отсюда следует важный практический
вывод: для получения трещины с максимальными значениями объема и ширины
наиболее предпочтителен импульс давления с крутым передним фронтом и плавным,
наиболее растянутым, его спадом после максимума.
На рис.14 (б) показана форма импульса давления, возникающего при обработке
пласта с использованием различных типов современных генераторов давления в
сравнении с гидроразрывом пласта. Как видно из рисунка, длинноимпульсные
нагрузки, возникающие в режиме горения ПГД, занимают промежуточное положение
между гидроразрывом и взрывным торпедированием пласта.
а
б
Рис. 14. Динамика горения комбинированных пороховых зарядов на примере генератора ПГРИ-100: а зависимость Р(t); б - начальная форма импульса давления в интервале обработки скважины.
Технологии газодинамического разрыва пласта с применением пороховых
генераторов нового поколения, разработанные нами совместно с И. Н. Гайворонским,
В. И. Павловым и др. [12, 13, 23] при освоении глубокопогруженных коллекторов
Восточного Предкавказья, позволили
запустить в работу, в ряде случаев,
42
бездействующие скважины с нулевым дебитом, реанимировать скважины, ранее
подвергавшиеся ГРП и ускорить процесс освоения скважин при выходе из бурения.
Комплексные
аппараты.
Для
реализации
комплексных
технологий
газодинамического разрыва пласта, совмещающих в себе кумулятивную перфорацию
и одновременно газодинамическую обработку ПЗП продуктами горения пороховых
зарядов, разработаны и внедрены комплексные аппараты МКАВ-150/100, ПГК-102 и
ГП-105. Разработка комплексных аппаратов для одновременного вскрытия и освоения
коллекторов нефти
и газа явилась настоящим технологическим прорывом,
принципиально отличающим эти разработки от всех предыдущих, широко
используемых в нефтегазовом комплексе России и стран СНГ. Их принципиальное
отличие от всех существующих ПВА в том, что в них совмещены два
самостоятельных аппарата (перфоратор и генератор) и соответствующие им
технологии
(вскрытие
и
интенсификация)
со
всеми
вытекающими
отсюда
техническими и геолого – экономическими преимуществами.
Перфоратор газогенераторный ПГК-102 (рис. 15) разработан с участием автора
[17] и предназначен для восстановления проницаемости сильно закольматированных
участков продуктивного пласта и по эффективности действия превосходит самые
совершенные системы кумулятивных перфораторов с высокой проникающей
способностью. Опыт успешного использования комплексных аппаратов МКАВ150/100, ПГК-102 при вскрытии и освоении глубокопогруженных коллекторов
Восточного Предкавказья и других регионов России подробно описан в диссертации.
Горюче-окислительные
составы
(ГОС).
Для
сложнопостроенных
глубокопогруженных коллекторов Предкавказья, на основе анализа особенностей их
вскрытия и освоения, данных внедрения комплекса аппаратуры нового поколения,
основанной на использовании горящих энергоносителей, результатов испытания
новых составов термостойких ГОС марок СТС-1, СТС-2 с отработкой технологии их
закачивания, автором совместно с В.С. Любимовым и др., впервые разработан
технологический регламент на технологию газодинамического разрыва пласта «ГОСпороховой генератор» (ГОС-Т), в котором обоснованы:
- объекты обработки комплексной технологией «ГОС-пороховой генератор»;
- различные рецептуры термостойких ГОС и способы их воспламенения;
- оптимальные типы пороховых генераторов и режимы их горения;
43
- оптимальный комплекс работ для высокоэффективной реализации технологии
«ГОС-пороховой генератор» в нефтяных и газовых скважинах;
- комплекс ГИРС, необходимый для реализации технологического процесса.
б
а
1 - кабельная
головка;
2 – головка;
3 – заряд пороховой
ЗПГК-120;
4 – корпус;
5 – кумулятивный
заряд;
6 – каркас;
7 – детонирующий
шнур;
8 – взрывной патрон;
9 – наконечник.
I
II
Рис. 15. Схематическое изображение: а) комплексного аппарата, б) вскрытия и интенсификации; I –
перфорация; II – обработка пороховыми газами перфорационных каналов.
Основное отличие данной технологии от обработок пласта пороховыми генераторами
давления или взрывом торпед состоит в существенно большей длительности
импульса давления, что позволяет создавать более протяженные трещины. При
правильном выборе объектов и параметров обработки практически во всех случаях
получены положительные эффекты (рис. 16): дебиты скважин возрастают в 2,5-6 раз,
снижается обводненность продукции, успешность работ за последние три года
составила 94%. Их использование особенно эффективно для глубоких скважин, в
которых вскрываются трещинные породы с граничным значением коэффициента
трещинной
пористости. По
эффективности разработанные технологии ГДРП с
помощью новых газогенерирующих устройств и ГОС сопоставимы с традиционным
гидроразрывом пласта, но по затратам на обработку на порядок ниже. Экономический
эффект от применения этих технологий обеспечивается дополнительной добычей
нефти за счет более совершенной и глубокой гидродинамической связи скважины с
пластом и вовлечения в разработку более удаленной, не тронутой проникновением
фильтрата, зоны, обеспечивающей повышение коэффициента продуктивности.
44
Рис. 16. Результаты применения ГОС на месторождениях Восточного Предкавказья.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основным научно-практическим результатом диссертационной работы является
разработка и геолого - геофизическое обеспечение технологий выделения, оценки
нетрадиционных глинистых коллекторов, их испытаний в процессе бурения,
вторичного вскрытия и газодинамического воздействия на пласт с целью
интенсификации притока.
В итоге выполненных работ получены следующие основные результаты:
1. Обоснованы приоритетные направления развития современного комплекса ГИРС
для поисково-разведочных и эксплуатационных скважин Предкавказья. Для этого
автором проведен всесторонний анализ информативности различных методов ГИС
при изучении хадумитов Предкавказья, а также эффективности существующих
методических подходов их интерпретации. Результаты анализа основываются на
фактических
данных
расширенного
комплекса
ГИС,
полученных
в
ряде
экспериментальных скважин, пробуренных на глинистые, глинисто-карбонатные
отложения палеогена с целью выявления методических возможностей выделения
продуктивных коллекторов.
2. Разработаны геолого-геофизические, петрофизические и методические основы
гамма - спектрометрии естественной радиоактивности для выделения трещинных
коллекторов в глинисто-битуминозных отложениях палеогена Предкавказья, оценки
их насыщения, изучения минералого-петрофизических свойств и установлены:
45

наиболее информативные параметры ГМ-С и их граничные значения для
выделения трещинных коллекторов в хадумитах и оценки характера насыщения; на
конкретных примерах показана высокая информативность ГМ-С по выделению
трещинных коллекторов в битуминозных глинах как в открытом, так и в обсаженном
стволах скважин;

связи между общей и парциальными гамма - активностями ЕРЭ, а также между
ними
и
минеральными
компонентами
пород
(глинистостью,
органическим
веществом); обоснованы различные типы глинистости (объемная и минеральная),
влияющие на ФЕС пород и способы их определения по ЕРЭ;

связи между концентрациями органического вещества в глинах и битумоидами,
между количеством и типом Сорг. и нефтегенерирующими возможностями
изучаемых олигоценовых отложений;

возможности литологической дифференциации сочетания пород, составляющих
разрез изучаемых отложений с использованием введенного автором коэффициента
литологической дифференциации (Кд), позволяющего надежно расчленять основные
литологические разности по содержанию отдельных радионуклидов.
3. Впервые для глинистых отложений палеогена Предкавказья, характеризующихся
полиминеральным составом, низкими ФЕС, кавернозностью, техногенной трещиноватостью, АВПД, АВПоД, аномальными значениями естественной гамма – активности,
разработаны геолого-геофизические, методические и технологические основы
выделения проницаемых интервалов и оценки их насыщения с помощью ИМР,
сущность которых заключается в следующем:

впервые разработаны технология проведения скважинных исследований и
методика комплексной интерпретации полученных результатов;

установлены причины повышенных гамма-аномалий в кавернозной части ствола
скважины, предложены способы их снижения;

показано относительное снижение информативности индикаторного ГК по
контролю над проникновением радона в пласт в условиях «намыва» каверны в стволе
скважины, объяснены причины этого; предложен оптимальный комплекс и методика
его использования, повышающие достоверность выделения проницаемых интервалов.
46
4. Обосновано
применение
высокочувствительной
термометрии
для
оценки
насыщения глинистых коллекторов, предложены технология измерений и методика
интерпретации результатов.
5. На основе теоретических, промыслово-геофизических исследований, а также
результатов опытно-методических работ автором разработана технология испытания
глинистых коллекторов в процессе бурения с помощью пластоиспытателей и
получены следующие результаты:

установлены
причины
снижения
эффективности
использования
ИПТ
при
испытании трещинных коллекторов, связанные с необратимым воздействием
технологии первичного вскрытия на ПЗП или (и) применяемой технологии испытания
на физико-механические свойства коллекторов;

усовершенствована конструкция ИПТ за счет разработки и включения в его
компоновку УОПД для деблокирования (восстановления проницаемости) ПЗП,
разработан способ интерпретации кривых записи давления глубинного манометра
при использовании УОПД, предложены количественные критерии оценки состояния
ПЗП и контроля его очистки, а также наличия или отсутствия коллектора;

разработаны новые способы использования пластоиспытателей совместно с ГИС
(КРК и КРИК) для выделения трещинных коллекторов, которые обладают
существенными преимуществами перед "методом двух растворов" и "КИК";

разработан регламент по испытанию трещинных и слабосцементированных
гранулярных коллекторов, предусматривающий выбор оптимальных депрессий,
исключающих разрушение коллектора и технологических режимов;

предложена
зависимость
для
расчета
избыточного
давления
раскрытия
естественных трещин, которая, в отличие от зависимости Максимовича и Хеска,
позволяет учитывать репрессии вскрытия пластов и давления поршневого эффекта,
возникающие при спуске бурильного инструмента.
6. Для хадумитов Предкавказья впервые разработаны (в соавторстве - патент на
изобретение № 2242590 РФ) и внедрены комплекс оборудования МКАВ-150/100,
ПГК-102 и технологический регламент (ГОС-Т) на технологию газодинамического
разрыва пласта, не имеющие зарубежных аналогов и обеспечивающие качественно
новый уровень разработки нефтегазовых месторождений.
47
7. Всесторонне обоснован и оптимизирован комплекс ГИРС для изучения
нетрадиционных глинистых коллекторов Предкавказья; разработанные для этих
коллекторов методики и технологии выделения и оценки насыщения, испытания в
процессе бурения, вторичного вскрытия и интенсификации притоков прошли
апробацию и промышленное внедрение на предприятиях нефтегазового комплекса
Северного Кавказа, Калмыкии и Ростовской области.
8. По результатам интерпретации материалов ГМ-С, ИМР, ВЧТ, ИПТ, с
использованием предложенных технологий и комплекса оборудования по вторичному
вскрытию и ГДРП, получены промышленные притоки нефти из хадумитов
Центрального
и
Восточного
Предкавказья
на
площадях:
Родионовская,
Филипповская, Елизаветинская, Журавская, Советская, Палеогеновая, Искринская,
Ахловская, Ачикулакская, Старогрозненская и др., что позволило расширить не
только географию нефтегазоносности в пределах Предкавказья, но и обеспечить
дополнительную добычу нефти (дополнительные запасы) из хадумитов.
9. Предложенный
комплексный
подход
позволил,
впервые
для
хадумитов
Предкавказья, по комплексу ГИРС определить важнейшие геофизические и
минералого-петрофизические параметры (эффективную мощность, коэффициент
проницаемости, насыщение, глинистость и типы глинистых минералов, содержание
органического
углерода
и
др.),
отсутствие
которых
значительно
снижало
достоверность оценки запасов нефти.
По основным результатам работ имеются акты промышленного внедрения,
экономический эффект от внедрения разработанных методик и технологий в ряде
организаций юга России составляет более 65 млн. рублей.
ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ
1. Дудаев С.А. Изучение естественной радиоактивности палеогеновых отложений
Восточного Ставрополья на основе результатов лабораторной гамма-спектрометрии
/С.А. Дудаев, Д.А. Кожевников// Изд. ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений. - М., 1993. - № 11-12. - С.47-51.
2. Дудаев С.А. Опыт использования спектрометрического гамма - каротажа при
изучении палеогеновых отложений Восточного Ставрополья/ С.А. Дудаев// Изд.
48
ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.
- М., 1993. - №11.- С.47-53.
3. Дудаев С.А. Использование радоново-индикаторного метода для выделения
коллекторов в глинисто-карбонатных отложениях палеогена Ставрополья/ С.А.
Дудаев, Д.Б. Пинкензон//Изд. ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений. - М., 1994. - №1. - С.34-37.
4. Дудаев С.А. Мелоподобные известняки Восточного Предкавказья – уникальный
коллектор нефти /С.А. Дудаев, С.М. Дудаев// Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 1. С.30-34.
5. Дудаев С.А Прогноз промышленно-продуктивных коллекторов в верхнемеловых
известняках Предкавказья /С.А. Дудаев, С.М. Дудаев// Нефтяное хозяйство. - 2005.№5. - С.48-52.
6. Дудаев
С.А.
Геологические
механизмы
формирования
промышленных
коллекторов в триасовых отложениях Предкавказья и возможность их прогноза /С.А.
Дудаев, С.М. Дудаев// Нефтяное хозяйство. - 2006. - №1. - С.22-27.
7. Дудаев С.А. Оценка характера насыщения сложных коллекторов по результатам
термического каротажа /С.А. Дудаев, Р.С. Дудаев// НТВ Каротажник. – 2006. - №1. С.3-10.
8. Дудаев С.А. Рациональный комплекс геофизических исследований сложных
коллекторов Предкавказья /С.А. Дудаев, Р.С. Дудаев// НТВ Каротажник. - 2006. №10-11.- С.88-103.
9. Дудаев С.А. Изучение сложных коллекторов в процессе бурения испытателями
пластов на трубах (ИПТ) /С.А. Дудаев, Р.С. Дудаев// НТВ Каротажник. - 2006. - №1011. - С.140-152.
10. Дудаев С.А. Выделение сложных коллекторов в процессе бурения по радон индикаторному методу/С.А. Дудаев, Р.С. Дудаев// Нефтяное хозяйство. - 2006. - №9. С.96-101.
11. Дудаев С.А. Прогнозирование промышленных коллекторов нефти и газа в
триасовых отложениях Равнинного Дагестана по данным геолого-геофизических
исследований /С.А. Дудаев, С.М. Дудаев// НТВ Каротажник. - 2009. - №7. - С.3-17.
49
12. Дудаев С.А. Газодинамический метод воздействия на прискважинную зону
пластов с целью повышения их нефтеотдачи/С.А. Дудаев, В.И.Павлов// НТВ
Каротажник. - 2010. - №1. - С.15-45.
13. Дудаев С.А. Взрывные технологии и аппаратура повышения продуктивности
нефтегазовых скважин /С.А. Дудаев// Взрывное дело. - М., 2011. - №105/62.- С. 282297.
14.
Дудаев
С.А.
Геологический
механизм
формирования
коллекторов
в
верхнемеловом карбонатном комплексе Терско - Каспийского прогиба /С.А. Дудаев,
С.М. Дудаев, З.Х. Моллаев// НТВ Каротажник. - 2011. - №1. - С.34-50.
15. Дудаев С.А. Петрофизические предпосылки изучения глинистых коллекторов
Предкавказья
по
данным
гамма-спектрометрии
керна
/С.А.
Дудаев//
НТВ
Каротажник. - 2011. - №6. - С.12-25.
16. Дудаев С.А. Информативность гамма-спектрометрии скважин при изучении
глинистых коллекторов Предкавказья /С.А. Дудаев// НТВ Каротажник. - 2011. - №7. С.84-101.
Изобретения
17. Патент № 2242590 Россия. Устройство для перфорации скважины и образования
трещин в прискважинной зоне пласта /В.Д. Крощенко, А.Р. Ликутов, А.А. Меркулов,
Ю.Г. Улунцев, С.А. Дудаев; ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» (RU); заявлено 24.02.04;
опубл. 20.12.2004, Бюл.№ 35.
Публикации в других изданиях
18. Дудаев С.А. Методическая инструкция по выбору оптимальных режимов
испытания пластов в процессе бурения скважин /С.А. Дудаев, А.И. Копыльцов, А.П.
Скрипкин//Труды Геолого-тематической экспедиции ПО «Ставропольнефтегаз». Ставро-поль, 1988. -14с.
19. Дудаев С.А. Особенности строения глинистых коллекторов палеогена
Ставрополья и совершенствование технологии их испытания, выделения и
освоения/С.А.
Дудаев//Тезисы
докл.
Всесоюзного
совещания
«Современные
технические средства и технологии для геофизических исследований скважин»:
ВДНХ СССР. - М., 1989. - С.38-41.
20. Дудаев С.А. Особенности строения и испытания сложнопостроенных
коллекторов Ставрополья с помощью пластоиспытателей на трубах/С.А. Дудаев, Т.Х.
50
Мисиков, А.П. Скрипкин// Прострелочно-взрывные и импульсные виды работ в
скважинах. - М., МГП «Геоинформмарк», 1993. - С.112-117.
21.
Дудаев
С.М.
Прогнозирование
промышленных
коллекторов
в
глубокопогруженных отложениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области.
Геофизические исследования скважин / С.М. Дудаев, С.А. Дудаев//Тезисы докладов
научно-практической конференции к 100-летию промысловой геофизики. РГУ нефти
и газа им. И.М. Губкина. - М., 2006. - С.38-40.
22. Кожевников Д.А. Проблемы методического и метрологического обеспечения
гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин. Геофизические исследования скважин.
/Д.А. Кожевников, С.А. Дудаев, Н.Е. Лазуткина//Сб. докладов научно-практической
конференции к 100-летию промысловой геофизики. РГУ нефти и газа им. И.М.
Губкина. - М., 2006. - С.55-57.
23. Гайворонский И.Н. Разработка и внедрение комплекса оборудования и
технологий газодинамического разрыва пласта для повышения эффективности
разработки нефтяных и газовых месторождений / И.Н. Гайворонский, А.Р. Ликутов,
А.А. Меркулов, С.А. Дудаев// Материалы 7-го Российско-Китайского симпозиума по
промысловой геофизике. - Иркутск, 2012. - С.73-89.