К проблеме изучения коллекторов нефти и газа

 Федин Л.М,

Для поддержания достигнутого уровня добычи нефти и газа мировое сообщество вынуждено постоянно заниматься поиском и разведкой новых месторождений этих полезных ископаемых, как правило, в новых регионах и в усложняющихся горно-геологических условиях. Эти обстоятельства выдвигают повышенные требования к эффективности геофизических методов выделения коллекторов в разрезе скважин, а затем уже к оценке их свойств и вещественного состава флюидов, насыщающих коллекторы. В последние два десятилетия появилась устойчивая тенденция к снижению достоверности выделения коллекторов, и это привело к росту числа безприточных объектов испытаний и к необходимости увеличивать число испытаний объектов в обсадной колонне. А это, в свою очередь, привело к снижению эффективности поисково-разведочных работ и к возрастанию их стоимости.

Для того чтобы понять причину такой тенденции нам придется обратиться к истории возникновения и развития геофизических методов исследования скважин (ГИС) как инструмента геологической документации разреза скважин.

В на­ча­ле 20-го сто­ле­тия фран­цуз, Конрад Шлюмберже, используя электроразведочную четырехэлектродную зондовую установку, произвел точечное измерение кажущегося электрического сопротивления горных пород вдоль ствола скважины. В СССР аналогичные работы были начаты на неф­тя­ных про­мыс­лах Гроз­но­го и Баку под руководством и с участием французских специалистов. Со временем ком­плекс ис­сле­до­ва­ний по­пол­нил­ся из­ме­ре­ни­ем по­тен­циа­лов соб­ст­вен­ной по­ля­ри­за­ции (ПС).

В то время бурение нефтяных скважин, за редким исключением, осуществлялось ударным способом и на небольшую глубину. В разведку и разработку вовлекались нефтяные месторождения, приуроченные к гранулярным, высокопористым, песчаным коллекторам. Комплекс исследований скважин методами КС и ПС позволял решать задачу выделения коллекторов и оценки характера их насыщения. Пласты песчаников априорно относились к коллекторам, а пласты глин относились к не коллекторам. Высокое кажущееся удельное электрическое сопротивление пластов песчаников было признаком их нефтенасыщенности или газонасыщенности, а низкое кажущееся удельное электрическое сопротивление пластов песчаников было признаком их водонасыщенности.

Переход к вращательному способу бурения нефтяных скважин, увеличение их глубины и вовлечение в разведку и в разработку более консолидированных горных пород вызвал своеобразный кризис. Оказалось, что как нефтенасыщенные, так и водонасыщенные пласты песчаников могут характеризоваться высокими кажущимися удельными электрическими сопротивлениями. И причиной высоких кажущихся удельных сопротивлений водонасыщенных песчаников было проникновение в них не минерализованного фильтрата промывочной жидкости.

С внедрением в практику исследования скважин бокового каротажного (электрического) зондирования  (БКЗ) кризис был преодолен. С помощью БКЗ появилась возможность определять истинное удельное электрическое сопротивление пластов за пределами зоны проникновения, и определять параметры самой зоны проникновения – ее размеры и удельное электрическое сопротивление [1]. Это расширило арсенал признаков, по которым стало возможным разделять горные порода на коллекторы и не коллекторы и оценивать характер их насыщения. Факт наличия проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт (наличие зоны проникновения) стал прямым качественным признаком коллектора. А факт отсутствия проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт стал признаком того, что этот пласт не коллектор.

Возможность количественно определять глубину проникновения фильтрата промывочной жидкости породила соблазн использовать это для оценки относительной проницаемости пластов коллекторов. В своей работе [1] С.Г. Комаров писал.

«Обыч­но дав­ле­ние стол­ба гли­ни­сто­го рас­тво­ра пре­вы­ша­ет пла­сто­вое дав­ле­ние и, та­ким об­ра­зом, в сква­жи­не име­ет­ся из­бы­точ­ное дав­ле­ние от­но­си­тель­но дав­ле­ния в по­ро­вом про­стран­ст­ве по­ро­ды. Глу­би­на про­ник­но­ве­ния рас­тво­ра за­ви­сит от из­бы­точ­но­го дав­ле­ния в сква­жи­не, ко­то­рое тем боль­ше, чем боль­ше удель­ный вес гли­ни­сто­го рас­тво­ра и чем мень­ше пла­сто­вое дав­ле­ние. Очевидно, что при прочих равных условиях глубина проникновения раствора и его фильтрата в пласт будет тем больше, чем больше его проницаемость».

Такая концепция оценки свойств коллекторов по глубине проникновения фильтрата промывочной жидкости просуществовала вплоть до публикации в СССР в 1961 году перевода монографии С.Дж. Пир­со­на «Уче­ние о неф­тя­ном пла­сте» [3]. В ней была предложена принципиально новая концепция образования зоны проникновения в коллекторах нефти и газа. По этой концепции, объем внедряющейся из скважины в проницаемые пласты фильтрата промывочной жидкости контролируется проницаемостью глинистой корки, которая образуется на стенке скважины. В пласты с разной пористостью внедряется одинаковый объем фильтрата промывочной жидкости. В пластах с большей пористостью фильтрат промывочной жидкости занимает меньший объем пласта, а в пластах с меньшей пористостью фильтрат промывочной жидкости занимает больший объем пласта.

«В по­ро­дах с низ­кой по­рис­то­стью и про­ни­цае­мо­стью на­блю­да­ет­ся глу­бо­кое про­ник­но­ве­ние фильт­ра­та бу­ро­во­го рас­тво­ра. В по­ро­дах с хо­ро­ши­ми кол­лек­тор­ски­ми свой­ст­ва­ми про­ник­но­ве­ние обыч­но не­ве­ли­ко» [3].

Незадолго до этого на Северном Кавказе были открыты нефтяные месторождения, приуроченные к известнякам верхнего мела. Из практически непроницаемых (по керну) известняков были получены огромные фонтаны нефти. Выделить коллекторы по наличию традиционных признаков – по наличию зоны проникновения, по отрицательным аномалиям на диаграммах ПС, по наличию глинистой корки на диаграммах кавернометрии оказалось не возможным. Было сделано предположение, что притоки нефти обязаны наличию в известняках трещинных коллекторов. 

Утверждение С.Дж. Пир­со­на о том, что «в по­ро­дах с хо­ро­ши­ми кол­лек­тор­ски­ми свой­ст­ва­ми про­ник­но­ве­ние обыч­но не­ве­ли­ко» хорошо согласовывалось с опытом изучения высокопористых гранулярных коллекторов нефти и газа. Утверждение С.Дж. Пирсона о том, что «в по­ро­дах с низ­кой по­рис­то­стью и про­ни­цае­мо­стью на­блю­да­ет­ся глу­бо­кое про­ник­но­ве­ние фильт­ра­та бу­ро­во­го рас­тво­ра» было принципиально новым и противоречило существовавшей концепции. Несмотря на это концепция образования зоны проникновения С.Дж. Пирсона была принята научной общественностью и практиками, и была распространена не только на гранулярные, но и на трещинные коллекторы. А из этого следовало, что в трещинных коллекторах должны существовать зоны проникновения супер больших размеров.

Распространение концепции С.Дж. Пирсона об образовании зоны проникновения на трещинные коллекторы имело негативные последствия.

1. Был начат поиск аппаратурных, методических и технологических решений проблемы выделения трещинных коллекторов геофизическими и другими методами. Он включал: Применение градиент и потенциал зондами больших размеров для измерения электрического сопротивления пород. Применение микрокаверномеров. Создание скважинных фотоаппаратов и акустических телевизоров. Создание измерительных приборов  располагаемых на бурильных трубах. Производство частых повторных (временных) замеров электрического сопротивления пород в одних и тех же интервалах. Измерения электрического сопротивления горных пород при смене промывочных жидкостей и многое другое.

2. Был начат поиск специальных промывочных жидкостей, предотвращающих образование глубоких зон проникновения, промывочных жидкостей содержащих разного рода окислители для возникновения окислительных потенциалов в нефтяных пластах и так далее.

Но в зарубежных геофизических и нефтегазовых компаниях подобные исследования не проводились, и проблема изучения трещинных коллекторов геофизическими методами в зарубежной технической литературе не освещалась. Для них она как бы не существовала. Ходило даже утверждение, что проблема изучения трещинных коллекторов это проблема специфически русская.

В чем же состояла специфика проблемы выделения и изучения трещинных коллекторов в СССР и в странах социалистического лагеря?

Зададимся вопросом: можно ли фразу «в по­ро­дах с низ­кой по­рис­то­стью и про­ни­цае­мо­стью на­блю­да­ет­ся глу­бо­кое про­ник­но­ве­ние фильт­ра­та бу­ро­во­го рас­тво­ра» распространять на трещинные коллекторы. Очевидно, что нет.

Породы с низкой пористостью и проницаемостью не являются трещинными коллекторами. Трещинные коллекторы, обладая чрезвычайно низкой пористостью, в то же время, обладают чрезвычайно высокой проницаемость. В концепции С.Дж. Пирсона об образовании зоны проникновения речь идет, очевидно, о коллекторах одного и того же типа – о межзерновых, гранулярных коллекторах для которых существует, если не функциональная, то эмпирическая зависимость проницаемости от пористости. Для трещинных коллекторов такая зависимость не существует. То же самое относится и к коллекторам сложного строения и неоднородным коллекторам.

К сожалению и до настоящего времени основным критерием выделения коллекторов, в том числе трещинных и сложных, остается старый принцип пористость - проницаемость. По так называемым косвенным количественным признакам, по критической величине коэффициента пористости.

Был период, когда велись исследования по обоснованию методики определения проницаемости коллекторов по данным ГИС. В основе этой идеологии была положена попытка дать аналитическое описание выражение закона Дарси через свойства пористой среды. Были рассмотрены разные модели пористой сред и предложены теоретические и полуэмпирические формулы, в основе которых та же зависимость проницаемости от пористости.

В работе [2] Морис Маскет  дал детальный анализ этих формул и пришел к выводу, что «пористость не будет решающим фактором при установлении величины коэффициента проницаемости». Не смотря на это формулы Хазена, Крюгера, но чаще, Козени использовались в попытках определять коэффициент проницаемости по результатам геофизических исследований. Но эти попытки успеха не имели.

Строго говоря, коэффициент проницаемости в «чистом виде» в разрезе скважины определить принципиально невозможно. Он может быть определен только на образце горной породы в лаборатории. Да и в этом нет никакой необходимости. При гидродинамических расчетах и прогнозах коэффициент проницаемости «в чистом виде» не используется.

Параллельно с попытками определять коэффициент проницаемости по ГИС разрабатывались гидродинамические методы исследования скважин. В основу этих методов был положен один из фундаментальных законов физики о том, что масса любого физического тела, которая является мерой инерции физического тела, не может быть определена, если тело находится в состоянии покоя или равномерного прямолинейного движения. Для того чтобы определить меру инерции физического тела его надо вывести из состояния покоя или из прямолинейного равномерного движения. При гидродинамических исследованиях скважин и пластов, с помощью измерений давления или дебита в скважине, наблюдают за переходными процессами фильтрации жидкости или газа в пласте и определяют такие комплексные параметры пластов как коэффициент продуктивности

К_пр∙h: μ ∙ lnR_к/r_с,

и комплексы параметров

æ/r_с²   и æ/R_к²,

в которые входят: К_пр – коэффициент проницаемости;∙h: μ – вязкость; R_к – радиус контура питания; r_с – радиус скважины; æ – коэффициент пъезопроводности равный

æ = К_пр/ μ∙β^*,

где β^* – сжимаемость пласта.

Если К_пр окажется равным нулю то и дебит будет равен нулю, а также пласт окажется не способным передавать давление путем перемещения жидкости в поровых каналах. Собственно эти параметры, не К_пр в «чистом виде» используются во всех гидродинамических расчетах и характеризуют проницаемость пластов с учетом реологических свойств пластовых флюидов.

  Есть ли возможность совместить высокую детальность и оперативность определения свойств пластов методами ГИС с достоверностью определения параметров пластов гидродинамическими методами?

Конечно можно. Для этого достаточно создавать в пластах нестационарные режимы фильтрации и наблюдать за ними методами ГИС или другими методами.

 Например, при бурении скважин в проницаемых пластах эпизодически возникают нестационарные процессы знакопеременной фильтрации. Во время циркуляции промывочной жидкости перепад давлений между скважиной и пластом  возрастает за счет потерь напора в кольцевом пространстве и в коллекторы внедряется некоторый объем фильтрата. После прекращения циркуляции промывочной жидкости перепад давлений между скважиной и пластом падает, и поглощенный фильтрат вытесняется в ствол скважины. Темп вытеснения фильтрата эквивалентен темпу падения давления в пласте. Обработав информацию о темпе вытеснения пластом фильтрата можно определить его гидродинамические параметры, о которых упоминалось ранее. Таким образом, регистрируя темп вытеснения фильтрата пластами после прекращения циркуляции промывочной жидкости можно, например, в процессе бурения скважины, определять: вскрыт или не вскрыт коллектор и если вскрыт, то каков его коэффициент продуктивности и комплекс параметров.

Такие исследования проводились в интервалах бурения от 150 до 4700 метров в терригенных и карбонатных коллекторах при плотности промывочной жидкости от 1,0∙10³ до 2,02∙10³  кг/м³. Сходимость результатов с данными ГИС от 60 до 72% и 100% с результатами испытаний.

Литература

1. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивлений (Интерпретация). Гостоптехиздат, 1950. 

2. Морис Маскет. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Гостоптехиздат,1948.

3. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат, 1961.