Фильтрационный каротаж (расходометрия)

Проводится с целью выявления в процессе бурения проницаемых интервалов, выделения коллекторов и предупреждения осложнений, связанных с поглощениями и проявлениями. Физическая сущность метода состоит в том, что при вскрытии проницаемого пласта ввиду разности забойного и пластового давлений происходит фильтрация бурового раствора в пласт или поступление в скважину пластового флюида, вследствие чего изменяется объем циркулирующей промывочной жидкости и расход ее на выходе из скважины.

Для проведения расходометрии измеряется и сравнивается количество бурового раствора, нагнетаемого в скважину Qвхи выходящего из скважины Qвых, или измеряется объем бурового раствора в приемных емкостях.

При первом способе в процессе бурения непрерывно регистрируется расход бурового раствора на входе и выходе из скважины с помощью расходомеров и определяется дифференциальный расход по формуле

∆Q= Qвых- Qвх

Дифференциальный расход характеризует дебит притока пластового флюида в скважину (при Qвых>Qвх) или поглощения промывочной жидкости (при Qвых<Qвх).

При бурении в интервале непроницаемых породQвых=Qвх, соответственно∆Q = 0.

При вскрытии коллектора с пластовым давлением меньше забойного происходит фильтрация бурового раствора в пласт, вследствие чего Qвых<Qвх.

По мере увеличения мощности вскрываемого коллектора дебит поглощения будет возрастать и достигнет максимума при вскрытии подошвы пласта, после чего начнет уменьшаться за счет образования на стенках скважины глинистой корки. При вскрытии коллектора, пластовое давление которого больше забойного, из коллектора будет поступать пластовая жидкость, вследствие чего Qвых>Qвх. По мере увеличения мощности вскрываемого коллектора дебит притока будет возрастать и достигнет максимума в момент вскрытия подошвы пласта, после чего останется постоянным до тех пор, пока величина депрессии не изменится.

При втором способе непрерывно регистрируется объем промывочной жидкости в приемных емкостях V. О наличии поглощения или притока судят по изменению объема промывочной жидкости. При разбуривании непроницаемых пород, если не происходит долива или слива бурового раствора, объем его в приемных емкостях будет изменяться незначительно. Возможны небольшие потери раствора в скважине за счет проникновения его фильтрата через глинистую корку и стенку скважины. Эта величина зависит от водоотдачи раствора и почти не меняется за время бурения интервала с одинаковыми геологическими характеристиками. В процессе бурения будет наблюдаться постепенное уменьшение объема бурового раствора в приемных емкостях в связи с углублением скважины и очисткой раствора от выбуренной породы.

Для обнаружения зон поглощения или притока пластового флюида в скважину необходимо, чтобы интенсивность этого поглощения или притока ∆Qинбыла больше суммы величин фоновых потерь раствора и погрешности измерителя уровня или объема:

∆Qин=V2-V1/∆t - ∆Vфон/∆t

где V1, V2-объем раствора в емкостях за время соответственноtи t+∆t;

∆Vфон - фоновое изменение объема за время∆t.

Вскрытие проницаемых пластов регистрируется на кривой уровня или объема аномалиями, начало которых соответствует кровле, а максимальное значение ∆Qин–подошвепласта. При комплексировании обоих вышеописанных способов проводится измерение расхода и объема (уровня) бурового раствора и непрерывная регистрация или потока на выходе из скважины и уровня или объема раствора в приемных емкостях.

Зоны поглощения промывочной жидкости или притока пластового флюида выделяются по изменению Qвыхи V: при поглощении промывочной жидкости будет наблюдаться уменьшение этих величин, а при поступлении в скважину пластового флюида - увеличение.

Интенсивность поглощения или притока будет характеризоваться величиной аномалии на кривых QвыхиV.

Интенсивность поглощения или проявления рассчитывается на аномальных участках по изменению во времени дифференциального расхода или объема бурового раствора в приемных емкостях и представляет собой скорость поглощения бурового раствора или проявления пластового флюида.

Интенсивность поглощения зависит главным образом от величины репрессии на пласт, свойств пластового флюида и типа коллектора.

При вскрытии водоносного пласта, в связи со слабой сжимаемостью водных растворов, обычно поглощение бурового раствора не наблюдается.

Приток в скважину происходит при Рпл>Ргси отмечается на кривых QвыхиV. Через полуцикл промывки наблюдается резкое уменьшениеρс.выхи часто – увеличение Гсумирс.вых.

Вскрытие газоносного пласта при Ргс>Рплсопровождается поглощением бурового раствора, причем интенсивность поглощения может быть очень высокой, если пласт вскрывается со значительным превышением забойного давления над пластовым. При Ргс<Рплнаблюдается интенсивный приток газа в скважину, особенно при СПО и наращивании. Его проявление по данным расходометрии часто нельзя обнаружить сразу в связи с высокой сжимаемостью газа. Через полуцикл промывки приток четко фиксируется на кривых Qвых, V, Гсум,рс.выхи Т.

По длительности и интенсивности поглощения, учитывая литологические особенности изучаемого разреза, можно судить о типе вскрытого коллектора.

Для карбонатных коллекторов обычно характерны аномалии поглощения, характеризующиеся большой амплитудой и длительностью. Гранулярные коллекторы характеризуются быстрым уменьшением интенсивности фильтрации после их прохождения, вследствие глинизации поровых каналов.

Ограничения в применении метода связаны со сложностью учета потерь раствора в циркуляционной системе на поверхности (утечки в желобной системе, потери на вибросите и т.д.).

Кривые изменения расхода (потока) и объема бурового раствора заносятся на сводную диаграмму геологических исследований. При поглощении или проявлении оператор станции ГТИ должен немедленно поставить в известность об этом буровую бригаду.

Дополнительные методы

Свабирование

Используется с целью оперативного выделения проницаемых пластов-коллекторов и оценки характера их насыщения. Физическая сущность его заключается в создании депрессии на призабойную часть скважины, изменении дифференциального давления в системе “скважина - пласт", вызова притока из проницаемого интервала и последующего изучения физико-химических свойств поступившего в скважину пластового флюида. Создание депрессии на пласт достигается путем резкого подъема бурильной колонны на длину ведущей штанги.

Испытание свабированием проводится по рекомендации геолога станции ГТИ при признаках прохождения перспективного нефтегазоносного интервала: повышении механической скорости проходки (более чем в 2раза) и суммарных газопоказаний (более чем в 1,5 раза), наличии в шламе или керне примазок битумоидов, запаха нефти, бензина, высокой люминесценции шлама или керна (>3 баллов), поглощении промывочной жидкости.

Испытание свабированием производится в следующей последовательности:

- после выдачи рекомендации на проведение испытания свабированием, согласования его с буровой бригадой и дежурным геологом УРБ бурение прекращается;

- бурильный инструмент приподнимается над забоем на 0,5 м, измеряется объем раствора в приемной емкостиV1и циркуляция прекращается;

- бурильный инструмент резко поднимается с заранее рассчитанной скоростью подъема над забоем на длину ведущей штанги (12-14 м) и медленно со скоростью 0,1 м/с опускается до забоя. Указанная операция повторяется 2-3 раза;

- после каждого подъема-спуска измеряется изменение объема промывочной жидкости в приемной емкости (∆V1, ∆ V2и т.д.);

- включается циркуляция, измеряется объем промывочной жидкости в приемной емкости V2и проводится непрерывная регистрация суммарных газопоказаний Гсуми раздельный анализ газовоздушной смеси. При повышении значений Гсумболее чем на 1/3 от фоновых отбирается 2-3 пробы промывочной жидкости для проведения термовакуумной дегазации;

- после выхода забойной порции промывочной жидкости, если отсутствуют признаки прохождения коллектора, бурение продолжается, а при признаках наличия коллектора выдается рекомендация на бурение с отбором керна.

При проведении испытания свабированием оператор станции ГТИ постоянно информирует дежурного геолога и бурового мастера об изменениях объема промывочной жидкости в приемной емкости, суммарных газопоказаний и составе газа. Для создания депрессии на пласт при проведении свабирования должно выполняться условие

Рпл>Ргс-∆Рсв(1) ,

где∆Рсв- перепад давления за счет эффекта свабирования.

В процессе бурения поисковых и разведочных скважин определение∆Рсвдолжно производиться при каждом наращивании. При этом измеряются и рассчитываются следующие данные: скорость подъема бурильных труб, изменение объема бурового раствора в приемных емкостях до и после наращивания, газосодержание, состав УВГ и удельное электрическое сопротивление бурового раствора после включения циркуляции.

Признаки вскрытия нефтенасыщенного пласта следующие: увеличение объема бурового раствора в приемной емкости сразу же после свабирования, возрастание Гсуми рс.выхчерез полуцикл промывки, соответствие компонентного состава газа нефтяной залежи.

Признаками, свидетельствующими о вскрытии газоносного пласта, являются: увеличение расхода бурового раствора на выходе из скважины Qвых, возрастание Гсуми рс.выхчерез полуцикл промывки, причем увеличение Qвыхбудет наблюдаться несколько раньше, чем Гсуми рс.вых. Аномалия на кривых Qвыхи Гсумбудут тем больше, чем больше газа поступит в скважину при свабировании. Дополнительный признак вскрытия газоносного пласта - это соответствие компонентного состава газа ожидаемому для газовых залежей данной площади.

Если при свабировании наблюдалось увеличение объема бурового раствора в приемной емкости, а после полуцикла промывки незначительное возрастание Гсуми снижение рс.вых, то это признаки вскрытия водоносного пласта.

При интерпретации первичных материалов необходимо учитывать, что даже при соблюдении неравенства (1) свабирование может не дать положительных результатов. Это может быть обусловлено рядом причин: типом пластового флюида (вязкая нефть), характеристикой коллектора (низкие коллекторские свойства), наличием глубокой зоны проникновения фильтрата в пласт и т.д.

Во избежание закупорки призабойной части пласта свабирование следует проводить сразу же после появления признаков вскрытия коллектора. В перспективных участках разреза, когда признаки наличия коллектора проявляются очень слабо, свабирование можно проводить перед наращиванием бурильного инструмента.

Результаты свабирования немедленно доводятся до сведения буровой бригады и геологической службы УРБ. При признаках, подтверждающих наличие нефтегазонасыщенного коллектора, выдается рекомендация на проведение ИПТ.