CC BY
50
с
'еонНис, ноябрь, 2013 г., № 11
УДК 550. 832
ПРОГНОЗ НАСЫЩЕНИЯ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ П КАРБОНАТНЫХ ПОСТРОЙКАХ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЦЕОТРАЛЬОО-ХОРЕЙОЕРСКОГО ПОДНЯТИЯ]
С. Э. Терентьев1, Б. П. Богданов2
1 ООО «Газпром Георесурс» ПФ «Вуктылгазгеофизика», Ухта virpul@inbox.ru
2ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», Ухта
bogdanboris@mail.ru
Рассматриваются зоны разнотипных рифовых построек доманиково-задонского возраста Печорской плиты, обладающие лучшими фильтрационно-емкостными свойствами, но отличающиеся разной интенсивностью поглощения промывочной жидкости. Кроме технологических показателей интервалов поглощения приводятся их геофизические характеристики по кривым термометрии, нейтронных методов, кавернометрии, кажущихся сопротивлений. В Хорейверской впадине и других тектонических элементах Печорской плиты в зонах рифов установлены два уровня поглощения: в кровле франского яруса и в верхней части задонского горизонта, что соответствует двум уровням регрессии морского бассейна.
Ключевые слова: поглощение, карст, промывочная жидкость, риф, геофизические исследования скважин, коллектор, нефть, дебит, Тимано-Печорская провинция.
ORECAST OF SATURATION OF ZONES OF ABSORPTION OF FLUSHING LIQUID IN CARBONATE SECTIONS (ON AN EXAMPLE OF FIELDS OF THE CENTRAL KHOREYVER RAISING)
S. E. Terentyev1, B. P. Bogdanov2
1 LLC «Gazprom Georesurs» EF «Vuktilgazgeofisika», Ukhta 2 Ukhta state technical university (USTU), Ukhta
For zones of polytypic a ledge constructions of domaniks-zadonsky age of of the Pechora plate, possessing the best filtrational and capacitor properties, absorption of flushing liquid of different intensity are characteristic. Except technological indicators intervals of absorption received geophysical characteristics on curves of thermometry, neutron methods, the cavernometr, seeming resistance. In the Horeyversky hollow and other tectonic elements of the Pechora plate in zones of reeves two levels of absorption are established: in a roof of a fransky circle, in the top part of the zadonsky horizon that confirms two levels of regressions of the sea pool.
Keywords: absorption, karst, flushing liquid, a ledge, geophysical research of wells, reservoir, oil, Timan-Pechora province.
Рифы палеозоя Тимано-Печор-ской провинции являются наиболее перспективными объектами при поисках нефти и газа. После того как рифы выявлены, подготовлены к бурению комплексом геолого-геофизических методов, вскрыты бурением и установлена их нефтегазонасыщен-ность, начинается картирование в них улучшенных коллекторов для получения максимальных дебитов углеводородов [3]. А лучшими коллекторами в рифах являются зоны карста, диагностируемые при бурении технологическими показателями в виде поглощения промывочной жидкости разной
интенсивности, увеличением скорости проходки до провалов инструмента, измеряемых метрами.
Карст — совокупность процессов и явлений, связанных с деятельностью воды и выражающихся в растворении горных пород и образовании в них пустот, а также своеобразных форм рельефа, возникающих на местностях, сложенных сравнительно легко растворимыми в воде горными породами. Выделяются четыре основных условия развития карста[6]: 1) наличие растворимых горных пород, 2) способность пород пропускать воду, или водопроницаемость, 3) наличие движущейся
воды, 4) способность воды растворять породы. При отсутствии любого из них карст развиваться не будет.
Факторы, влияющие на возникновение поглощения бурового раствора и определяющие направление дальнейших работ, можно разделить на две группы: геологические (тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, наличие пластового давления и характеристика пластового флюида); технологические (количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость
'ВгаиНии, ноябрь, 2013 г., № 11
проведения спускоподъемных операций и др.).
Поглощение начинается, если вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим. В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв. Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается. Для предупреждения поглощения применяют разные методы:
— промывку скважин облегченными жидкостями;
— закупорку каналов, поглощающих жидкость, путем добавки в нее инертных наполнителей (асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана), заливки быстросхватывающихся смесей и т. д.;
— повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости добавкой в нее жидкого стекла, поваренной соли, извести и т. п.
В зависимости от интенсивности поглощения промывочной жидкости обычно применяют два способа бурения по традиционным технологиям: бурение поглощающих скважин без выхода промывочной жидкости на поверхность и бурение с пониженным ее расходом. Бурение поглощающих скважин без выхода промывочной жидкости на поверхность может производиться:
а) с подачей в скважину промывочной жидкости в количестве, оптимальном для бурения в конкретных горно-геологических условиях;
б) со снижением подачи в скважину промывочной жидкости до технически необходимого минимума, обеспечивающего безаварийную проходку скважин;
в) с уменьшением подачи жидкости до количества, достаточного для эффективной работы колонковых снарядов с погружными насосами, обеспечивающими оптимальную интенсивность промывки;
г) с местной (призабойной) циркуляцией пластовых вод без расходования или с минимальным расходом промывочной жидкости, подаваемой поверхностным буровым насосом.
Если поглощение промывочной жидкости и провалы инструмента фиксируются при проводке скважин моментально, то определение насы-
щения карстовых зон сильно затрудняется, а делать это, с нашей точки зрения, надо постоянно для достижения геологической и экономической эффективности. Опробование и испытание свежевскрытого коллектора могут дать высокий дебит и обусловить быстрое освоение скважины для ввода в эксплуатацию. Поэтому мы считаем важнейшими своими задачами прогнозирование зон карста по поглощению промывочной жидкости и провалам инструмента и определение комплексом геофизических методов характера насыщения этих зон. Показательным полигоном для решения вышеуказанных задач была выбрана ухтинско-задонская барьерная рифовая зона в Хорейверской впадине, состоящая из Восточно-Харъягин-
ско-Дюсушевской и Центрально-Хо-рейверской рифовых зон (рис. 1).
Основными зонами нефтегазона-копления являются участки барьерных рифов ухтинско-раннефаменско-го и сирачойского возрастов. Подавляющая часть залежей приурочена либо к коллекторам верхней части рифовых массивов, либо к надрифо-вым карбонатным пластам [5].
В зонах барьерных рифов отмечается поглощение промывочной жидкости не только самими постройками, но и пластами их облекания [2]. В настоящее время нефтяные залежи в зонах рифов разрабатываются многими недропользователями, к некоторым из них мы обратились за материалом по поглощению. Важные для наших исследований геолого-геофизические
---*" 1 ф -3 -втт -Я -13
*"* ! 4 --...........и
0р- " 11
Рис. 1. Карбонатные постройки центральной части Хорейверской впадины.
1 — линии сейсмических профилей; 2 — номер и индекс скважины, в которой было зафиксировано поглощение промывочной жидкости; 3 — верхнедоманиковый барьерный риф; 4 — одиночные рифы доманиково-сирачойского возраста; 5 — разновозрастные одиночные рифы, карбонатные банки и их названия; 6 — месторождения углеводородов в отложениях доманиково-турнейского комплекса; 7 — среднедо-маниковый барьерный риф (значки направлены в сторону глубоководного склона); 8 — разновозрастные атолловидные постойки; 9 — сирачойский барьерный риф (значки направлены в сторону глубоководного склона); 10 — зона совмещенного ухтин-ско -нижнефаменского барьерного рифа (значки направлены в сторону глубоководно -го склона); 11 — нижнедоманиковый барьерный риф (значки направлены в сторону глубоководного склона); 12 — скважины, вскрывшие девонские отложения; 13 — изогипсы подошвы доманикового горизонта; 14 — параметрические скважины и их индекс
с
БеонНик, ноябрь, 2013 г., № 11
и геолого-технологические материалы нам предоставили геологические службы ООО «Компания Полярное Сияние» и «РосВьетПетро».
Мы провели анализ материалов ГИС по ряду месторождений рассмотренной рифовой зоны для установления критериев выделения и определения насыщенности интервалов поглощения промывочной жидкости, по результатам анализа составили схемы выделения коллекторов.
В скв. 3 Восточно-Колвинского месторождения при забое на абсолютной отметке (а. о.) —3237 м произошло резкое увеличение скорости проходки, падение нагрузки на долото (провал инструмента), началось интенсивное поглощение промывочной жидкости до полного прекращения циркуляции. Дальнейшее бурение в интервале а. о. от —3237 до —3294 м проходило без выхода циркуляции. Затем был проведен заключительный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС). Мы провели обработку и интерпретацию полученных данных, в результате которых в интервале а. о. от —3237.5 до —3245.5 м выделили карстовую полость. Ее наличие значительно снизило достоверность оценки пористости коллектора по комплексу ГИС, однако при общем поглощении в кровле этой карстовой полости периодически наблюдались нефтепроявления, что при определении насыщения данного интервала позволило характеризовать его как нефтенасыщенный (рис. 2). Испытание скважины в открытом стволе КИИ-95 не проводились из-за возникновения геологического осложнения. Исследование скв. 3 закончилось освоением, получением постоянного притока нефти и переводом ее в эксплуатацию.
В присводовой части Дюсушев-ской структуры для освоения нефтяной залежи наряду с уже имеющимися скважинами была пробурена скв. 5-Дюсушевская, которая дала необычный результат. В феврале 2006 г. бурение этой скважины было остановлено при забое на а. о. —3257 м с целью испытания и освоения продуктивного пласта ДФ2 (Д^ш^ё), вскрытого на а. о. —3243м. Чуть ниже кровли этого пласта во время бурения с отбором керна при забое на а. о. —3244 м были зарегистрированы катастрофическое поглощение промывочной жидкости, увеличение скорости проходки, падение давления. Пришлось проводить ремонтно-изоляционные работы пу-
ЕЯ 7
Рис. 2. Каротажная характеристика карстовой полости в скв. 3-Восточно-Колвинская. Установление нефтенасыщенных интервалов при нормализации кривых.
1 — слаботрещиноватый, 2 — трещиноватый интервалы; 3 — карст; 4 — кажущееся удельное электрическое сопротивление, определенное по боковому каротажу; 5 — нефтенасыщенные интервалы; 6 — показания нейтронного гамма-каротажа; 7 — трещинные интервалы
'ВгаиНии, ноябрь, 2013 г., № 11
*
тем установки двух цементных мостов с использованием пакера и водоизо-ляционного реагента. После разбурки цементных мостов был перфорирован пласт ДФ5 (Д^ш^ё) в открытом стволе в интервале а. о. от —3222.5 до — 3228.5 м. При опробовании этого пласта в процессе бурения КИИ-95 был получен приток пластовой воды (расчетный дебит 379.7 м3/сут) без признаков нефти. Скважину 5-Дюсушевская добурили до а. о. —3295 м. В процессе бурения нефтегазопроявления на устье скважины не фиксировались. В керне в интервале а. о. от —3246 до — 3251 м было отмечено нефтенасыще-ние по порам, трещинам и кавернам. Наличие пластовой воды и нефтена-сыщенного керна с а. о. —3246 м, что выше начального ВНК на 23 м, указывало на то, что нефть из коллектора в сводовой части залежи отобрана другими скважинами, а в матрице продолжает оставаться нефть, удерживаемая капиллярными силами.
В скв. 19-Ошкотынская при бурении с отбором керна на а. о. —3047.5 м произошла потеря циркуляции. В результате детального изучения скважины было установлено, что в интервале отбора керна присутствуют отложения нижнего подъяруса фамена (Б3Гш1): пласты ДФ5 (с а. о. от —3040.5 до — 3051.7 м) и ДФ6 (с а. о. от -3037.5 до -3040.5 м). Отложения нижнего фаме-на принадлежат к образованиям морского эпиконтинентального бассейна с карбонатным типом осадконакопле-ния преимущественно биогенного характера. При опробовании пласта ДФ6 в открытом стволе был получен приток нефти (плотность 0.8437 г/см3) дебитом 11.58 м3/сут при средней депрессии 13.5 МПа. Нефть оказалась сернистой, смолистой и высокопарафинис-той. В заключении ГИС, составленном ООО «Компания Полярное Сияние», интервал ДФ6, из которого был получен приток нефти, не выделялся в качестве продуктивного. Мы провели интерпретацию данных ГИС и выявили два интервала поглощения в задонских отложениях: с а. о. от -3047.5 до -3050.5 м, определенный как нефтена-сыщеный, и с а. о. от -3119.5 до -3122.5 м — как водонасыщеный. Верхний, нефтенасыщенный интервал приурочен к залежи ДФ6.
В скв. 14П-Висовая при бурении на абсолютной отметке -2943 м произошло резкое увеличение скорости бурения, уменьшение нагрузки на долото, началось частичное поглощение бурового раствора. При продолжаю-
щейся циркуляции на устье вышла забойная газированная пачка бурового раствора с содержанием нефти до 7 %. Наблюдалось интенсивное насыщение бурового раствора газом и нефтью. В результате проведенной нами интерпретации данных ГИС было выявлено два интервала поглощения в задонских отложениях: на а. о. от -2943 до -2952 м нефтенасыщенный, а на а. о. от -3079 до -3082 м водонасыщенный (рис. 3).
Подобные зоны поглощения промывочной жидкости можно обнаружить и в постройках других типов, к примеру в Северо-Хоседаюской карбонатной банке. В скв. 1103 на Севе-ро-Хоседаюской площади при забое на а. о. -3120.4 м было зарегистрировано интенсивное поглощение промывочной жидкости. Дальнейшее бурение до а. о. -3144.4 м проводилось на технической воде с полной потерей циркуляции промывочной жидкости. При интерпретации данных ГИС нами были установлены признаки этого поглощения в интервале а. о. от -3120.4 до -3123.4 м и характер его насыщения — интервал был определен как нефтенасыщенный. На основании результатов исследований были выявлены два уровня поглощения, связанные с зонами древнего карста в задонском горизонте фаменского и во франском ярусе верхнего девона. Верхний уровень оказался нефтенасы-щенным (Кн 60—70 %), а нижний — водонасыщенным, что было установлено при интерпретации ГИС и подтверждено бурением. Оба уровня обладают превосходными коллекторными свойствами (Кп 20—25 %).
На примере Восточно-Хорейвер-ско-Дюсушевской, Центрально-Хо-рейверской рифовых зон и Северо-Хоседаюской карбонатной банки установлены два уровня поглощения промывочной жидкости: верхний в верхней части задонского горизонта, нижний в кровле франского яруса. Уровни имеют вполне уверенную стратиграфическую привязку и могут служить индикаторами времени регрессии морского бассейна на рассмотренной части Хорейверской впадины. Уровень поглощения промывочной жидкости отмечается на этих же временных рубежах в Ижма-Печорской синеклизе в Тэбукско-Аресско-Сот-чемъюской рифовой зоне, в Денисовской впадине на Баяндыском и других месторождениях, на Мусюршоре и Багане в центральной части Хорей-верской впадины, а это уже указывает на региональный характер распро-
странения уровней поглощения в масштабах Печорской плиты.
На основе анализа зон поглощения промывочной жидкости в верхнедевонских отложениях месторождений Восточно-Харъягинско-Дюсу-шевской и Центрально-Хорейверской зон, изучения геофизических характеристик в интервалах их проявления нами установлены шесть критериев выделения интервалов поглощения, их емкостных параметров и насыщения по материалам комплекса ГИС:
1) резкое падение температуры на кривой термометрии напротив зон поглощения из-за проникновения в пласты охлажденной промывочной жидкости;
2) отсутствие на кривой ГК выраженных положительных аномалий — кривая ведет себя как в чистом неглинистом пласте, т. е. характеризуется минимальными значениями;
3) минимальные показания на кривых всех методов нейтронного каротажа (ННКт, НК, ННКнт) вследствие увеличения пористости и образования открытых каверн (показания НК в данных интервалах будут минимальны, так как они обратно пропорциональны пористости) в заглинизи-рованном пласте и в пласте, поглощающем промывочную жидкость, без учета поправки на глинистость;
4) резкое увеличение диаметра скважины на кавернограмме для зон поглощения, связанных с карстом, увеличение диаметра скважины в зонах карста следует отличать от каверн, связанных с глинистыми породами (на рис. 2 в интервале а. о. от - 3195 до -3205 м заглинизированный пласт, в интервале а. о. от -3237.5 до -3245.5 м пласт, поглощающий промывочную жидкость);
5) относительно низкие для карбонатных пород показания кажущихся сопротивлений из-за проникновения в пласт фильтрата промывочной жидкости;
6) отрицательная аномалия на показаниях ПС, что характерно для всех карбонатных коллекторов, при условии, что скважина пробурена на РВО.
Для определения насыщения данных интервалов мы провели нормализацию кривых бокового и нейтронного каратажей (рис. 2, 3) и получили следующие результаты:
- нормализованные кривые совпадают в интервалах неколлекторов и водоносных коллекторов (если глубинность электрического метода не-
с
'ВеаиНии, ноябрь, 2013 г., № 11
Рис. 3. Схема выделения коллекторов по скв. 14П-Висовая. 1 — коллектор; 2 — водонасыщеный коллектор; 3 — интервал поглощения промывочной жидкости; 4 — нефтенасыщенный коллектор; 5 — нефтеводонасыщение
достаточна, то нормализация будет некорректна);
— понижением показаний р бк
"к
(по сравнению с показаниями на исходной кривой пористости) характеризуются трещинные интервалы, а повышением — нефтенасыщенные. При этом зона проникновения фильтрата бурового раствора не должна превышать 16 м в диаметре.
Мы полагаем, что рассмотренные в статье уровни поглощения привлекут внимание нефтяников, осваивающих месторождения в верхнедевонских рифовых зонах, зоны осложнения бурения и зоны высокодебит-ных коллекторов. Выражаем благодарность геологическим службам 000 «Компания Полярное Сияние» и «РосВьетПетро» за любезно предо-
ставленные материалы для наших исследований.
Литература
1. Арестов В., Дорфман М, Хаас А. Ардалинское нефтяное месторождение — первый опыт использования модели двойной пористости (Eclips) в России для регулирования разработки // Нефтегазовая вертикаль, 2002. № 18. С. 67—69.
2. Богданов Б. П., Богацкий В. И., Гобанов Л. А. Строение и перспективы нефтегазоносности семилукско-турнейского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции // Геология и освоение ресурсов нефти в Камско-Кинельской системе прогибов. Москва: Наука, 1991.
3. Грачевский М. М, Соломатин А.В. Верхнедевонские потенциально нефтегазоносные барьерные рифы Ти-мано-Печорской провинции // ДАН СССР, 1977. Т. 232. № 4. С. 875—878.
4. Латышева М. Г., Мартынов В. Г., Соколова В. Г. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов. М.: 000 «Недра-Бизнесцентр», 2007. 327 с.
5. Матвиевская Н. Д., Дегтерева Л. В., Кривцов К. А. Эффективность геофизических методов при поисках рифов в Тимано-Печорской провинции // ТР. ВНИГНИ, 1982. № 237. С. 22—33.
6. Соколов Д. С. 0сновные условия развития карста // М0ИП. 0тд. геол., 1951. Т. 26. Вып. 2.
Рецензент к. г.-м. н. В. С. Чупров
