Геолого-технологический контроль при бурении поисковых и разведочных скважин

Геолого-технологический контроль при бурении поисковых и разведочных скважин на шельфе морей Дзюбло Александр Дмитриевич, д. г. -м. н. , проф.

В практике геологоразведочных работ применяют прогрессивное направление промысловой геофизики (ГИС) – геолого-технологические исследования (ГТИ) в процессе бурения на суше и в море. ГТИ в процессе бурения в отличие от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя буровой бригады и бурового оборудования.

Они способны решать комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных характеристик и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессного опробования и изучения методами ГИС выделенных объектов, обеспечения безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения с целью достижения технико-экономических показателей процесса бурения.

Основные задачи ГТИ Геологические задачи: 1. Оптимизация получения геолого-геофизической информации (выбор и корректировка интервалов отбора керна, шлама, образцов грунтов; интервалов и времени проведения ГИС; интервалов и времени проведения испытания и опробования). 2. Оперативное литологическое расчленение разреза. 3. Оперативное выделение пластов-коллекторов. 4. Определение характера насыщения пластовколлекторов. 5. Определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов.

6. Управление процессом испытания и определение гидродинамических характеристик пластов при испытании и опробовании объектов. 7. Определение продуктивности разреза. 8. Прогнозирование углеводородных залежей до момента их вскрытия. 9. Выявление геодинамических реперов. 10. Выбор метода и способа вторичного вскрытия пласта -коллектора.

Технологические задачи: 1. Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач (оперативное планирование режимно - технологической карты очередного долбления). 2. Распознавание и определение продолжительности технологической операции. 3. Выбор и поддержание рационального режима бурения контролем отработки долот. 4. Оптимизация спуско -подъемных операций (ограничение скорости спуска, оптимизация загрузки грузоподъемных механизмов) 5. Контроль гидравлической системы буровой установки при бурении.

6. Контроль поведения скважины (приток, поглощение) при проведении спуско -подъемных операций, управление доливом. 7. Определение пластового и порового давлений (прогнозирование зон АВПД и АВПо. Д). 8. Контроль и управление спуском и цементированием обсадной колонны. 9. Определение прочностных и абразивных свойств горных пород по исследуемому разрезу. 10. Контроль и управление траекторией наклоннонаправленной скважины. 11. Автоматическое управление процессом углубления скважины.

Диагностические задачи: 1. Раннее обнаружение газоводонефтепроявлений и поглощений при бурении. 2. Определение степени дегазации ПЖ в циркулярной системе в связи с возможностью продолжения бурения при проявлении. 3. Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени. 4. Диагностика работы бурового оборудования.

Планово-экономические задачи: 1. Определение технико-экономических показателей бурения. 2. Определение баланса времени работы вахты, буровой бригады (станка). 3. Подготовка и передача на верхний уровень управления сводных форм оперативной отчетности за вахту, долбление, сутки и по скважине с целом.

Научно-исследовательские (экспериментальные) задачи: 1. Проведение планируемых экспериментов с целью построения и уточнения математических моделей отдельных технологических процессов и свойств горных пород. 2. Документирование испытаний новых техникометодических средств и технологий.

Общая схема получения и использования комплексной геолого-технологической информации о процессе бурения

Литологостратиграфический разрез Обского месторождения

Обзорная карта приямальского шельфа и района Обской и Тазовской губ

Обработка и анализ результатов ГТК и газового каротажа проводились в оперативном порядке на борту СПБУ «Амазон» при бурении скважин в Обской и Тазовской губах на месторождениях Семаковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское, Северо. Каменомысское и др.

Плавучие буровые установки ОАО «Газпром» Самоподъемная плавучая буровая установка «Амазон» Плавучий буровой комплекс (ПБК) «Обский-1» Введена в эксплуатацию в 2002 году. Предназначена для бурения разведочных и эксплуатационных скважин на газ и нефть при глубинах воды от 4 до 51 метра. Введен в эксплуатацию в 2007 году. Предназначен для бурения разведочных и эксплуатационных скважин на газ и нефть при глубинах воды от 4 до 10 метров. 20

Полупогружная буровая установка «Doo Sung» бурила разведочные скважины на Киринском месторождении шельфа о. Сахалин

Характеристика геолого-технологического контроля В результате компьютерной обработки параметров бурения, фиксируемых станцией геологотехнологического контроля № 206 SDL - 9000 фирмы «HALLIBURTON» рассчитываются следующие параметры: - текущий забой; - положение долота; - механическая скорость бурения; - скорость бурения в данный момент времени; - нагрузка на долото; - сумма числа ходов; - суммарный объем бурового раствора;

Наиболее широко были использованы в процессе оперативной и комплексной интерпретации данные о скорости бурения. Увеличение времени разбуривания пород (до 8 -19 мин/м) уверенно коррелировалось с наличием в разрезах скважин карбонатизированных уплотненных прослоев незначительной толщины (2 -3 м). Разбуривание пород с карбонатным цементом и включениями кремния, отмеченных при исследовании шлама в пластах ПК 2 -9 скв. № 5 в интервале 1250 -1386 м, сопровождалось увеличением времени разбуривания до 16 -25 мин/м, в отдельных пластах – до 47 мин/м. Бурение пластов песчаника с высокими коллекторскими свойствами отмечалось снижением времени бурения породы – до 2. 5 – 3 мин/м в отложениях сеноманского яруса и 2. 5 - 6. 0 мин/м в отложениях нижнетанопчинской подсвиты. Использование результатов ГТК в процессе комплексной интерпретации повысило достоверность характеристики перспективных интервалов.

Газовый каротаж При поисковом бурении отложений танопчинской и ахской свит скв. №№ 5, 6 на Северо-Каменномысском месторождении результатам геохимических исследований в процессе бурения уделялось особое внимание, что было обусловлено высокой эффективностью применения результатов газового каротажа при открытии газоконденсатных залежей в танопчинской свите на Чугорьяхинском месторождении (пласты ТП 20, ТП 22 и ТП 23).

Продуктивные пласты отмечались значительными аномалиями суммарных газопоказаний, достигая максимальных значений в предельногазонасыщенных коллекторах пласта ТП 22 - до 2. 44. 25% в скв. № 2 Чугорьяхинской, до 4. 0 -4. 8% в скв. № 3 Чугорьяхинской. Исследования промывочной жидкости выполненялись оборудованием станции ГТК SDL 9000 фирмы «Halliburton» .

Скважина № 5, Северо-Каменномысская При разбуривании интервала кузнецовской и березовской свит суммарные газопоказания (Гх сум) находились на уровне фоновых и не превышали 0. 28%. Вскрытие кровли продуктивных сеноманских отложений было отмечено повышением Гх сум до 0. 7 -1. 99%, в основном за счет увеличения содержания метана. При этом максимальные газопоказания соответствовали интервалам коллекторов с наилучшими коллекторскими свойствами. Газоводяной контакт в сеноманских отложениях был отмечен снижением Гх сум до 0. 12 -0. 53%. Бурение водонасыщенных коллекторов пластов ПК 2 -9 и отложений яронгской свиты сопровождалось фоновыми газопоказаниями, премущественно 0. 010. 06% и не более 0. 13%.

Значительное увеличение суммарных газопоказаний произошло при вскрытии континентальных отложений танопчинской свиты, отличающихся наличием в разрезе углистых пропластков и обугленного детрита. Аналогии с показаниями газового каротажа в пробуренных глубоких скважинах месторождений Обской и Тазовской губ позволили с достаточной степенью точности определить в процессе бурения кровлю танопчинской свиты и оценочно осуществлять оперативную корреляцию вскрываемого разреза. Интервалы танопчинской свиты, характеризующиеся повышенными суммарными газопоказаниями, связанными в основном для пластов ТП 0 -1 – ТП 17 -18 с повышенной углистостью разреза, приведены в таблице.

Интервалы с повышенной углистостью разреза (пластов ТП 0 -1 – ТП 17 -18), характеризующиеся повышенными газопоказаниями Интервал повышенных газопоказаний, м Суммарные газопоказания, % Пласт Кровля Подошва 1718 1732 ТП 0 -1 0. 53 -1. 338 1739 1753 ТП 0 -1 0. 46 -1. 837 1768 1772 ТП 2 -3 0. 509 -0. 814 1813 1820 ТП 4 -5 1. 172 - 1. 350 1834 1844 ТП 4 -5 0. 603 -1. 928 1874 1908 ТП 4 -5, ТП 6 0. 310 -0. 727 2042 2082 ТП 9 -11 0. 315 -1. 583 2182 2203 ТП 13 -15 0. 318 -0. 829 2245 2268 ТП 17 -18 0. 450 -1. 027 2532 2562 ТП 26 0. 660 -1. 0 2636 2652 БЯ 11 -12 0. 550 -6. 128 2670 2687 БЯ 11 -12 3. 010 -6. 718 2690 2717 БЯ 11 -12 0. 465 -0. 994

Содержание метана в интервалах высоких газопоказаний, соответствующих углистым пропласткам пластов ТП 0 -ТП 17 -18 менялось в пределах 0. 53 -0. 73%. Вскрытие пластов ТП 21 -22 в интервале 2444 -2470 м было отмечено при низких суммарных газопоказаниях увеличением содержания этана и пропана – соответственно до 0. 0076% и 0. 0019%. Люминесценция промывочной жидкости в этой части разреза отсутствовала.

Увеличением содержания газа и его составляющих было отмечено разбуривание пласта ТП 26 – Гхсум достигло 1. 0 %, содержание метана – 0. 6 %, этана 0. 0454%, пропана - 0. 0136% , изобутана - 0. 0029% , бутана - 0. 0026% , что позволило уверенно охарактеризовать вскрытые отложения как продуктивные (газ+конденсат). Максимальные газопоказания в разрезе отмечались в интервале пласта БЯ 11 -12 – на глубине 2670 -2687 м Гхсум достигало величины 6. 71%, содержание метана – 5. 54 %, этана – 0. 3443%, пропана – 0. 0728% , изобутана – 0. 0141% , бутана – 0. 0110%, пентана– 0. 0016%. Отмечалась люминесценция бурового раствора – единичные частицы - голубоватое свечение, связанное с кальцитом.

Скважина № 6, Северо-Каменномысская Суммарные газопоказания в интервале березовской свиты не превышали 0. 69% (С 1 -0. 36%). Значительное увеличение газопоказаний - до 2. 08% (С 1 -0. 98%), соответствующее вскрытию кровли продуктивных сеноманских отложений, отмечалось с глубины 1012 м. Наиболее высокие газопоказания - до 14. 78% (интервал 1021 -1033 м, С 1 -6. 52%), 7. 2% (С 1 -5. 12%) (интервал 1034 -1069 м) сопутствовали разбуриванию предельно насыщенных коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Ниже ГВК сеноманской залежи происходит снижение суммарных газопоказаний до 0. 6 -0. 7%. Водонасыщенные отложения пластов ПК 2 -9 характеризуются фоновыми газопоказаниями до 0. 2%.

Вскрытие континентальных отложений танопчинской свиты сопровождается периодическим повышением суммарных газопоказаний до 2 -3%, обусловленным наличием в разрезе углистых прослоев и растительного детрита (таблица). Состав газа преимущественно метановый со следами этана и пропана. Фоновые газопоказания в разрезе танопчинской свиты составляют 0. 6 -0. 7%. Продуктивные отложения пласта ТП 26 характеризовались повышенными суммарными газопоказаниями до 0. 97 -1. 336 %, при этом содержание метана составляло 0. 398 -0. 448 %, этана – 0. 02 -0. 024%, пропана- 0. 002 -0. 006%. Наиболее высокими газопоказаниями в разрезе характеризовался интервал пласта БЯ 11 -12 – суммарное содержание газа достигло 1. 3 -3. 1% при содержании метана 0. 39 -0. 71%, этана 0. 017 -0. 084%, пропана- 0. 003 -0. 018%.

Интервалы характеризующиеся повышенными газопоказаниями Интервал повышенных газопоказаний, м Суммарные газопоказания, % Пласт Кровля Подошва 1748 1750 ТП 0 -1 2. 5 1778 1782 ТП 0 -1 1. 3 -2 1854 1858 ТП 2 -3 1. 5 -2. 2 1886. 5 1887. 5 ТП 4 -5 1. 75 1901 1908 ТП 4 -5 2. 5 -3 1918 1920 ТП 4 -5 - ТП 6 2. 46 1942 1945 ТП 6 2. 27 1959 1961 ТП 6 2. 78 2144 2146 ТП 9 -11 1. 5 2191 2192 ТП 12 2. 38 2347 2353 ТП 19 -20 1. 3 -2. 5 2494 2498 ТП 22 – ТП 23 -25 1. 1 -1. 8 2509 2511 ТП 23 -25 1. 5 2585 2592 ТП 26 0. 9 2597. 5 2599. 5 ТП 26 1. 34 2718 2725. 4 БЯ 11 -12 1. 1 -3. 1

Отбор и исследование шлама Для изучения шлама используются микроскоп «Leica» с 45 -кратным оптическим зуммом, лампа ультрафиолетового излучения для определения битуминозности, фракционные сита. Описание шлама использовалось при комплексной интерпретации геолого-геофизических данных, для уточнения литологического состава изучаемых пород в интервалах не охваченных исследованиями керна.

Скважина № 5, Северо-Каменномысская По данным изучения шлама туронские отложения представлены глиной серой, темно-серой пластичной, известковистой с редкими включениями обуглившегося детрита, пирита, с редкими пропластками алевролита темно-серого, кварцевого состава, углистого - до 70%.

Песчаники сеноманских отложений по описанию шлама кварцевые и полевошпатово-кварцевые светло -серые преимущественно мелкозернистые, преимущественно окатанные с глинистым и карбонатно-глинистым цементом порового типа. Отмечены включения углистого детрита, пирита, кальцита. Глины в интервале марресалинской свиты серые, светло-серые, белесые пластичные, участками известковистые, алевритистые. В интервале пластов ПК 2 -9 (интервал 1250 -1386) отмечается присутствие песчаников кварцевых известковых светло-серых мелко -зернистых, окатанных, плотных крепких, с цементом известковым порового и базального типа и алевролитов светло-серых известковистых плотных крепких. По шламу отмечено присутствие обломков кремнистых пород, пирит, уголь.

Отложения яронгской свиты по шламу (интервал 1533 -1663 м) представлены преимущественно песчаником кварц-полевошпатовым, светло-серым, известковистым, мелко-средне-зернистым, зерна окатанные и неокатанные на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе. Алевролит серый, известковистый. Глина серая алевритистая, песчанистая, пластичная. Отмечен бурый уголь. Встречены отдельные прослои известняка глинистого темно-серого тонкозернистого, полосчатого, трещиноватого.

Отложения танопчинской свиты в интервале 16882404 м по описанию шлама представлены преимущественно песчаниками полевошпатовокварцевыми, светло-серыми, известковистыми, мелкосреднезернистыми, зерна окатанные и неокатанные, на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе и алевролитом серым, известковистым. Глины серые, темно-серые, участками алевритистые и песчанистые, пластичные, участками плотные. Отмечен бурый уголь. На глубинах 2404 -2510 м (пласты ТП 22 -25) песчаник по описанию шлама кварцевый, светло-серый, среднезернистый, зерна окатанные на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе. Отмечено присутствие рассеянного обуглившегося растительного детрита. Алевролит темно-серый, участками известковистый. Глина темно-серая слоистая плотная.

Отложения пласта ТП 26 (интервал 2510 -2554 м) по данным описания шлама представлены преимущественно песчаником полевошпатовокварцевым, светло-серым, мелкозернистым с угловатыми зернами на карбонатном и глинистокарбонатном цементе. Присутствует рассеянный обуглившийся растительный детрит, слюда. Песчаники пластов БЯ по описанию шлама аналогичны песчаникам пласта ТП 26. Отложения в интервале 2554 -2735 м представлены также алевролитом темно-серым, участками известковистым плотным, крепким и глиной известковистой серой пластичной. Карбонатометрия проб шлама в скв. № 5 представлена в таблице.

Карбонатометрия проб шлама в скв. № 5 Северо. Каменномысского месторождения Состав пробы шлама, % Глубина Кальцит Доломит Нераств. остаток 1257 28. 8 0 71. 2 1258 31. 5 0 68. 5 1260 34. 3 0 65. 7 1333 18. 6 0. 3 83. 4 1350 10. 6 1385 20. 9 5. 5 73. 6 1460 7. 1 0 92. 9 1465 7. 5 0 92. 5 1880 7. 3 0 92. 7 1885 8. 0 6. 6 85. 4 2035 7. 9 0 92. 1 2055 6. 3 0 93. 7 2185 17. 8 0. 9 81. 3 2230 19 4. 8 76. 2 2310 10 0 90 2455 10. 5 0 89. 5 2480 10. 4 0 89. 6 2500 8. 5 0 91. 5 2510 8. 3 0 91. 7 89. 4

Скважина № 6. Северо-Каменномысская Отложения ганькинской. березовской и кузнецовской свит представлены по результатам изучения шлама глинами и глинами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. Кровля сеноманского яруса отмечается по шламу преобладанием песчаников с подчиненными прослоями глин и алевролитов.

В интервале марресалинской свиты (пласты ПК 29). представленной по данным исследования шлама переслаиванием песчаников с подчиненными прослоями глин и алевролитов. отмечаются пропластки известковистых окремненных пород. и известковых крепких алевролитов. что аналогично разрезу скважины № 5. В интервалах яронгской и танопчинской свит шлам представлен преимущественно полевошпатовокварцевыми песчаниками с подчиненными прослоями глин и алевролитов с пропластками известковистых и известковых крепких песчаников и алевролитов и прослоями бурых углей. В нижней части разреза глины аргиллитоподобные.

Месторождение Антипаютинское скважина № 21 Комплексная диаграмма газового каротажа.

Газопоказания при вскрытии сеноманских отложений Месторождение Антипаютинское скважина № 21

Максимальные газопоказания при вскрытии сеноманских отложений Месторождение Антипаютинское скважина № 21

Образец шлама с глубины 160 метров. Глина светло-желтая, комковатая, жирная на ощупь. Образец шлама с глубины 380 метров. Глина темно-зеленая насыщенная обуглившимся растительным детритом.

Образцы шлама с глубины 680 метров. Обломки алевролитов. Алевролиты чередуются в сложном сочетании с алевропесчаниками и песчаниками. Текстура неясно -пераллельно- слоистая и линзовидная по напластованию, местами наблюдаются текстуры срыва (с переотложением обломков алевролита в линзочках песчаника), по внешнему виду напоминающих седиментационную брекчию. Слойки и линзы (5 -7 мм) выполнены тонкозернистым кварцевым песчаником. Алевролиты темно-серые, тонкозернистые, местами песчанистые, глинистые, массивные, слюдистые. Песчаники светло-серые, тонкозернистые, кварцевые, зерна угловатые, окатанные, цемент глинистый. Присутствуют изометрические и вытянутые образования тонкокристаллического пирита, а также включения тонкорассеянных отдельных зерен. По всей массе породы наблюдается рассеянный растительный детрит.

Образец шлама с глубины 884 метра. Алевролит серый, темно-серый, тонкозернистый, хрупкий, оскольчатый.

Образец керна с глубины 962 метра Образец керна с глубины 967 метров

Образец керна с глубины 981 метр Образец керна с глубины 999 метров

Образец керна с глубины 1008 метров Образец керна с глубины 981 метр

Методы изучения разреза скважины в процессе бурения Все методы изучения разреза скважины в процессе бурения следует подразделить на две большие группы: 1. 2. Методы с мгновенной привязкой информации к разрезу. Методы с задержкой информации на величину отставания промывочной жидкости и шлама или на величину времени подьема инструмента и обработки информации (от десятков минут до десятков часов).

В качестве источников информации применении методов с мгновенной привязкой информации к разрезу используют: 1. 2. 3. 4. 5. Телесистемы с встроенными линиями связи; телесистемы, где в качестве линии связи выступает буровой инструмент; талевую систему; Промывочную жидкость на входе в скважину.

Телесистемы позволяют получать непосредственно в процессе бурения информацию, тождественную информации, получаемой с комплексом промыслово-геофизических исследований необсаженных скважин. Принципиальное отличие – возможность получения в ряде случаев качественно новой информации за счет исследования участков разреза с минимальным влиянием эффекта проникновения в пласты-коллекторы фильтрата промывочной жидкости. С помощью телесистем разрез скважины может изучаться методами электрометрии, радиометрии, термометрии, кавернометрии, инклинометрии, а также другими методами, применение которых целесообразно проводить в необсаженных скважинах.

Буровой инструмент несет информацию о динамике взаимодействия долота с горной породой в виде колебаний верха бурильной колонны. В принципе амплитуда и частота колебаний верха бурильной колонны содержат информацию о твердости горной породы, числе оборотов долота, динамике взаимодействия долота с горной породой и состоянии долота. Талевая система через ходовой конец каната, связанный с датчиком глубины, дает информацию о глубине скважины, положении долота над забоем, проходке и скорости проходки, а через неподвижный ( «мертвый» ) конец, связанный с датчиком веса, о весе инструмента на крюке и нагрузке на забой.

Промывочная жидкость на входе в скважину позволяет получить информацию о фоновых (входных) значениях ее физических свойств (газосодержании общем и покомпонентном, плотности, вязкости, диэлектрической проницаемости, температуре, сопротивлении – минерализации, содержании твердой фазы и т. п. ), т. е. ту информацию, которая необходима при использовании методик, основанных на выделении пластов – коллекторов по приращению изменений параметров. Кроме того, с помощью соответствующих датчиков в напорной линии измеряются расход промывочной жидкости на входе в скважину, являющийся фоном для дифференциальной расходометрии, а также давлении в гидравлической линии буровой установки. Эти параметры вместе со значением расхода промывочной жидкости на выходе из скважины составляют основу гидродинамических методов выделения пластов-коллекторов в процессе бурения.

При применении методов с задержкой информации в качестве ее источников используют: 1. 2. 3. 4. Промывочную жидкость на выходе из скважины; горную породу (шлам, керн); испытатели пластов в комплекте бурового инструмента; автономные системы.

Промывочную жидкость на выходе из скважины содержит информацию о проходимых нефтеводогазоносных пластах за счет флюидов, попадающих в промывочную жидкость из выбуренной породы и пластов. Это приводит к изменению физических свойств промывочной жидкости, что позволяет с учетом аналочичных фоновых замеров на входе в скважину по приращению измеряемых параметров выделять эти пласты и определять характер их насыщения.