В разведке и разработке нефтяных месторождений оценка пласта используется для определения способности скважины производить нефть . По сути, это процесс «распознавания коммерческой скважины при ее бурении».
Современное роторное бурение обычно использует тяжелый буровой раствор в качестве смазки и средства создания ограничивающего давления на поверхность пласта в стволе скважины, предотвращая выбросы. Только в редких и катастрофических случаях нефтяные и газовые скважины выходят с фонтаном фонтанирующей нефти. В реальной жизни это выброс — и обычно также финансовая и экологическая катастрофа . Но контроль выбросов имеет недостатки — фильтрат бурового раствора впитывается в пласт вокруг ствола скважины, а глинистая корка покрывает стенки отверстия. Эти факторы скрывают возможное присутствие нефти или газа даже в очень пористых образованиях. Еще больше усложняет проблему широкое распространение небольших количеств нефти в породах многих осадочных провинций. Фактически, если осадочная провинция абсолютно лишена следов нефти, продолжать бурение там нецелесообразно.
Проблема оценки формирования заключается в ответе на два вопроса:
Это осложняется невозможностью непосредственного изучения формации. Короче говоря, это проблема опосредованного изучения формации .
Инструменты для обнаружения нефти и газа развивались более века. Самым простым и прямым инструментом является исследование шлама . Некоторые старые нефтяники перетирали шлам между зубами и пробовали его на вкус, чтобы определить наличие сырой нефти. Сегодня геолог на буровой площадке или каротажник используют маломощный стереоскопический микроскоп для определения литологии буримой формации и оценки пористости и возможного загрязнения нефтью. Для исследования шлама на флуоресценцию используется портативная ультрафиолетовая камера или «Spook Box» . Флуоресценция может быть признаком загрязнения сырой нефтью или наличия флуоресцентных минералов. Их можно дифференцировать, поместив шлам в часовое стекло или чашу с углублением, заполненную растворителем. Растворителем обычно является тетрахлорэтан. Сырая нефть растворяется, а затем повторно осаждается в виде флуоресцентного кольца, когда растворитель испаряется. Письменная запись этих исследований в виде ленточной диаграммы называется журналом образцов или журналом проб.
Проверка шлама скважин — это приобретенный навык. Во время бурения куски породы, обычно менее 1 ⁄ дюймов (3,2 мм) в поперечнике, срезаются со дна скважины долотом. Буровой раствор, выбрасываемый из отверстий в долоте под высоким давлением, смывает шлам и поднимается вверх по скважине. Во время своего движения к поверхности они могут циркулировать вокруг вращающейся бурильной трубы, смешиваться со шламом, падающим обратно в скважину, смешиваться с фрагментами, обрушивающимися со стенок скважины, и смешиваться со шламом, движущимся быстрее и медленнее в том же направлении вверх. Затем они отсеиваются из грязевого потока виброситом и падают на кучу у его основания. Определение типа породы, которая бурится в любой момент времени, заключается в знании «времени задержки» между отрезанием куска долотом и временем, когда он достигает поверхности, где его затем исследует геолог на скважине (или грязевик, как их иногда называют). Образец шлама, взятый в нужное время, будет содержать текущий шлам в смеси с ранее пробуренным материалом. Распознать их порой может быть очень сложно, например, после «спуска буровой трубы», когда пара миль буровой трубы была извлечена и возвращена в скважину для замены затупившегося бурового долота. В это время происходит поток инородного материала, выбитого со стенок скважины (обвалы), что еще больше усложняет задачу логгеров.
Один из способов получить более подробные образцы пласта — это отбор керна. В настоящее время обычно используются два метода. Первый — «цельный керн», цилиндр породы, обычно диаметром около 3–4 дюймов и длиной до 50–60 футов (15–18 м). Он вырезается «колонковой бочкой», полой трубой с наконечником в виде кольцевого алмазного сверла, которое может вырезать пробку и вынести ее на поверхность. Часто пробка ломается во время бурения, обычно в сланцах или трещинах, и колонковая бочка застревает, медленно измельчая породы перед собой в порошок. Это сигнал бурильщику отказаться от получения полноразмерного керна и вытащить трубу.
Взятие полного керна — дорогостоящая операция, которая обычно останавливает или замедляет бурение по крайней мере на большую часть дня. Полный керн может быть бесценным для последующей оценки резервуара. После того, как часть скважины пробурена, конечно, нет возможности взять из нее керн, не пробурив еще одну скважину.
Другой, более дешевый метод получения образцов пласта — «боковой керн». Одним из видов боковых кернов являются ударные керны. В этом методе стальной цилиндр — керноотборник — имеет полые стальные пули, установленные вдоль его сторон и пришвартованные к керну короткими стальными тросами. Керноотборник опускается на дно интересующего интервала, и пули выстреливаются по отдельности, когда керноотборник поднимается по скважине. Швартовочные тросы идеально вытягивают полые пули и закрытую пробку пласта, и керноотборник выносит их на поверхность. Преимущества этого метода — низкая стоимость и возможность взятия образцов пласта после его бурения. Недостатки — возможное неизвлечение из-за утерянных или неисправных пуль и небольшая неопределенность относительно глубины образца. Боковые керны часто отстреливаются «на ходу», без остановки в каждой точке керна из-за опасности дифференциального прилипания. Большинство сотрудников сервисной компании достаточно квалифицированы, чтобы свести эту проблему к минимуму, но она может быть существенной, если важна точность глубины.
Второй метод бокового керна — вращающиеся боковые керны. При этом методе узел дисковой пилы опускается в зону интереса на тросе, и керн выпиливается. Таким образом, за один проход можно взять десятки кернов. Этот метод примерно в 20 раз дороже ударных кернов, но дает гораздо лучший образец.
Серьезной проблемой с кернами является изменение, которому они подвергаются по мере подъема на поверхность. Может показаться, что шлам и керны являются очень прямыми образцами, но проблема в том, будет ли формация на глубине производить нефть или газ. Боковые керны деформируются, уплотняются и разрушаются под воздействием пули. Большинство полных кернов с любой значительной глубины расширяются и разрушаются по мере подъема на поверхность и извлечения из керноприемника. Оба типа кернов могут быть пропитаны или даже вымыты грязью, что затрудняет оценку пластовых флюидов. Аналитик по формациям должен помнить, что все инструменты дают косвенные данные.
Буровой каротаж (или геология скважины) представляет собой процесс каротажа скважин , в котором буровой раствор и шлам бурового долота из пласта оцениваются во время бурения, а их свойства регистрируются на ленточной диаграмме в качестве визуального аналитического инструмента и стратиграфического поперечного представления скважины. Буровой раствор , который анализируется на углеводородные газы с помощью газового хроматографа , содержит шлам бурового долота, который визуально оценивается буровым каротажником, а затем описывается в буровом каротажном журнале. Общий газ, запись хроматографа, литологический образец, поровое давление, плотность сланца, D-экспонента и т. д. (все отстающие параметры, поскольку они циркулируют на поверхность от долота) наносятся на график вместе с поверхностными параметрами, такими как скорость проходки (ROP), нагрузка на долото (WOB), вращение в минуту и т. д. на буровом каротажном журнале, который служит инструментом для бурового каротажа , инженеров по бурению, инженеров по буровому раствору и другого обслуживающего персонала, отвечающего за бурение и добычу скважины.
Нефтегазовая промышленность использует кабельный каротаж для получения непрерывной записи свойств горных пород формации. Кабельный каротаж можно определить как «Получение и анализ геофизических данных, выполняемых в зависимости от глубины ствола скважины, вместе с предоставлением сопутствующих услуг». Обратите внимание, что «канатный каротаж» и «каротаж бурового раствора» — это не одно и то же, но они тесно связаны посредством интеграции наборов данных. Измерения производятся относительно «TAH» — истинной глубины вдоль скважины: эти измерения и связанный с ними анализ затем можно использовать для вывода дополнительных свойств, таких как насыщенность углеводородами и пластовое давление, а также для принятия дальнейших решений по бурению и добыче.
Каротаж на кабеле выполняется путем опускания «каротажного инструмента» — или ряда из одного или нескольких инструментов — на конце каротажного кабеля в нефтяную скважину (или ствол скважины) и регистрации петрофизических свойств с использованием различных датчиков. Каротажные инструменты, разработанные за эти годы, измеряют естественные гамма-лучи, электрические, акустические, стимулированные радиоактивные отклики, электромагнитные, ядерно-магнитный резонанс, давление и другие свойства горных пород и содержащихся в них жидкостей. В этой статье они в целом разбиты по основному свойству, на которое они реагируют.
Сами данные записываются либо на поверхности (режим реального времени), либо в скважине (режим памяти) в электронный формат данных, а затем либо печатная запись, либо электронная презентация, называемая «каротаж скважины», предоставляется клиенту вместе с электронной копией необработанных данных. Операции по каротажу скважин могут выполняться либо в процессе бурения (см. Каротаж во время бурения), чтобы предоставить информацию в реальном времени о пластах, пройденных скважиной, либо после того, как скважина достигнет полной глубины, и вся глубина скважины может быть зарегистрирована.
Данные в реальном времени записываются непосредственно в сравнении с измеренной глубиной кабеля. Данные памяти записываются в сравнении со временем, а затем данные глубины одновременно измеряются в сравнении со временем. Затем два набора данных объединяются с использованием общей временной базы для создания журнала отклика прибора в сравнении с глубиной. Записанная в память глубина также может быть скорректирована точно так же, как вносятся поправки в реальном времени, поэтому не должно быть никакой разницы в достижимой точности TAH.
Измеренная глубина кабеля может быть получена из ряда различных измерений, но обычно она либо регистрируется на основе калиброванного счетчика колес, либо (что более точно) с использованием магнитных меток, которые обеспечивают калиброванные приращения длины кабеля. Затем полученные измерения должны быть скорректированы с учетом упругого растяжения и температуры.[1]
Существует много типов кабельных каротажных диаграмм, и их можно классифицировать либо по их функции, либо по технологии, которую они используют. «Каротажные диаграммы открытого ствола» проводятся до того, как нефтяная или газовая скважина будет обсажена трубой или обсажена. «Каротажные диаграммы обсаженного ствола» проводятся после того, как скважина будет обсажена обсадной трубой или эксплуатационной трубой.[2]
Каротажные диаграммы можно разделить на общие категории в зависимости от измеряемых физических свойств.
В 1928 году братья Шлюмберже во Франции разработали рабочую лошадку всех инструментов оценки пласта: электрический каротаж. С тех пор электрические каротажи были усовершенствованы до высокой степени точности и сложности, но основной принцип не изменился. Большинство подземных пластов содержат воду, часто соленую воду, в своих порах . Сопротивление электрическому току всей формации — породы и жидкостей — вокруг скважины пропорционально сумме объемных долей минеральных зерен и проводящего порового пространства, заполненного водой. Если поры частично заполнены газом или нефтью, которые устойчивы к прохождению электрического тока, то общее сопротивление пласта выше, чем для пор, заполненных водой. Для удобства сравнения от измерения к измерению приборы электрического каротажа измеряют сопротивление кубического метра пласта. Это измерение называется удельным сопротивлением .
Современные приборы для каротажа сопротивления делятся на две категории: Laterolog и Induction, имеющие различные коммерческие названия в зависимости от компании, предоставляющей услуги каротажа.
Инструменты бокового каротажа посылают электрический ток с электрода на зонде непосредственно в пласт. Обратные электроды располагаются либо на поверхности, либо на самом зонде. Сложные массивы электродов на зонде (охранные электроды) фокусируют ток в пласт и предотвращают разветвление линий тока или их прямое течение к обратному электроду через скважинную жидкость. Большинство инструментов изменяют напряжение на главном электроде, чтобы поддерживать постоянную интенсивность тока. Следовательно, это напряжение пропорционально удельному сопротивлению пласта. Поскольку ток должен течь от зонда к пласту, эти инструменты работают только с проводящей скважинной жидкостью. Фактически, поскольку удельное сопротивление бурового раствора измеряется последовательно с удельным сопротивлением пласта, инструменты бокового каротажа дают наилучшие результаты, когда удельное сопротивление бурового раствора низкое по сравнению с удельным сопротивлением пласта, т. е. в соленом буровом растворе.
Индукционный каротаж использует электрическую катушку в зонде для создания петли переменного тока в пласте путем индукции. Это тот же физический принцип, который используется в электрических трансформаторах. Петля переменного тока, в свою очередь, индуцирует ток в приемной катушке, расположенной в другом месте на зонде. Величина тока в приемной катушке пропорциональна интенсивности петли тока, следовательно, проводимости (обратной величине удельного сопротивления) пласта. Несколько передающих и приемных катушек используются для фокусировки петель тока пласта как радиально (глубина исследования), так и аксиально (вертикальное разрешение). До конца 80-х годов рабочей лошадкой индукционного каротажа был зонд 6FF40, который состоит из шести катушек с номинальным расстоянием 40 дюймов (1000 мм). С 90-х годов все основные компании по каротажу используют так называемые индукционные инструменты массива. Они состоят из одной передающей катушки и большого количества приемных катушек. Радиальная и осевая фокусировка выполняется программным обеспечением, а не физическим расположением катушек. Поскольку ток пласта течет по круговым петлям вокруг прибора для каротажа, сопротивление бурового раствора измеряется параллельно с сопротивлением пласта. Поэтому индукционные приборы дают наилучшие результаты, когда сопротивление бурового раствора высоко по отношению к сопротивлению пласта, т. е. свежий буровой раствор или непроводящая жидкость. В буровом растворе на нефтяной основе, который непроводящий, индукционный каротаж является единственным доступным вариантом.
До конца 1950-х годов электрокаротажи, глинистые каротажи и пробные каротажи составляли большую часть арсенала нефтяников. В то время начали использоваться приборы для измерения пористости и проницаемости. Первым был микрокаротажный прибор. Это был миниатюрный электрокаротажный прибор с двумя наборами электродов. Один измерял удельное сопротивление пласта на глубине около 1/2 дюйма, а другой — на глубине около 1–2 дюйма. Целью этого, казалось бы, бессмысленного измерения было определение проницаемости. Проницаемые участки стенки скважины во время бурения образуют толстый слой глинистой корки. Жидкости бурового раствора, называемые фильтратом, впитываются в пласт, оставляя твердые частицы бурового раствора позади, чтобы — в идеале — запечатать стенку и остановить «вторжение» или впитывание фильтрата. Короткий глубинный электрод микрокаротажа видит глинистую корку на проницаемых участках. Более глубокий электрод на глубине 1 дюйм видит, что фильтрат проник в пласт. На непроницаемых участках оба прибора считывают одинаково, и следы накладываются друг на друга на ленточной диаграмме. В проницаемых участках они разделяются.
Также в конце 1950-х годов разрабатывались каротажи измерения пористости. Два основных типа: радиоактивный каротаж пористости и акустический каротаж.
Двумя основными методами радиоактивного каротажа пористости являются плотностной и нейтронный каротаж.
Инструменты для измерения плотности содержат источник гамма-излучения цезия-137 , который облучает пласт гамма-лучами с энергией 662 кэВ . Эти гамма-лучи взаимодействуют с электронами в пласте посредством комптоновского рассеяния и теряют энергию. Как только энергия гамма-излучения падает ниже 100 кэВ, доминирует фотоэлектрическое поглощение: гамма-лучи в конечном итоге поглощаются пластом. Количество потерь энергии за счет комптоновского рассеяния связано с числом электронов в единице объема пласта. Поскольку для большинства интересующих элементов (ниже Z = 20) отношение атомного веса, A, к атомному номеру, Z, близко к 2, потеря энергии гамма-излучения связана с количеством вещества в единице объема, т. е. плотностью пласта.
Детектор гамма-излучения, расположенный на некотором расстоянии от источника, обнаруживает выжившие гамма-лучи и сортирует их по нескольким энергетическим окнам. Количество гамма-лучей высокой энергии контролируется комптоновским рассеянием, а значит, плотностью пласта. Количество гамма-лучей низкой энергии контролируется фотоэлектрическим поглощением, которое напрямую связано со средним атомным числом Z пласта, а значит, с литологией . Современные приборы для измерения плотности включают два или три детектора, которые позволяют компенсировать некоторые эффекты скважины, в частности, наличие глинистой корки между прибором и пластом.
Поскольку существует большой контраст между плотностью минералов в пласте и плотностью поровых жидкостей, пористость можно легко вывести из измеренной объемной плотности пласта, если известны плотности как минералов, так и жидкостей.
Инструменты для нейтронного каротажа пористости содержат источник нейтронов из америция - бериллиевого сплава , который облучает пласт нейтронами. Эти нейтроны теряют энергию из-за упругих столкновений с ядрами в пласте. Как только их энергия снижается до теплового уровня, они беспорядочно диффундируют от источника и в конечном итоге поглощаются ядром. Атомы водорода имеют по существу ту же массу, что и нейтрон; поэтому водород является основным фактором замедления нейтронов. Детектор на некотором расстоянии от источника регистрирует количество нейтронов, достигших этой точки. Нейтроны, замедленные до теплового уровня, имеют высокую вероятность быть поглощенными пластом до того, как достигнут детектора. Таким образом, скорость счета нейтронов обратно пропорциональна количеству водорода в пласте. Поскольку водород в основном присутствует в поровых жидкостях (вода, углеводороды), скорость счета можно преобразовать в кажущуюся пористость. Современные инструменты для нейтронного каротажа обычно включают два детектора для компенсации некоторых эффектов скважины. Пористость выводится из соотношения скоростей счета на этих двух детекторах, а не из скоростей счета на одном детекторе.
Комбинация нейтронного и плотностного каротажа использует тот факт, что литология оказывает противоположное влияние на эти два измерения пористости. Среднее значение нейтронной и плотностной пористости обычно близко к истинной пористости, независимо от литологии. Другим преимуществом этой комбинации является «газовый эффект». Газ, будучи менее плотным, чем жидкости, приводит к слишком высокой пористости, полученной из плотности. С другой стороны, газ имеет гораздо меньше водорода на единицу объема, чем жидкости: нейтронная пористость, полученная из количества водорода, слишком низкая. Если оба каротажа отображаются в совместимых масштабах, они накладываются друг на друга в заполненных жидкостью чистых пластах и сильно разделены в заполненных газом пластах.
Акустический каротаж использует пингер и микрофонное устройство для измерения скорости звука в пласте от одного конца зонда до другого. Для данного типа породы акустическая скорость косвенно зависит от пористости. Если скорость звука через твердую породу принять за измерение 0% пористости, более низкая скорость является показателем более высокой пористости, которая обычно заполнена пластовой водой с более низкой звуковой скоростью.
Как акустический, так и нейтронный каротаж плотности дают пористость в качестве основной информации. Акустический каротаж считывается дальше от скважины, поэтому он более полезен там, где участки скважины обрушены. Поскольку он считывается глубже, он также имеет тенденцию усреднять больше пласта, чем нейтронный каротаж плотности. Современные конфигурации акустического каротажа с пингерами и микрофонами на обоих концах каротажа в сочетании с компьютерным анализом несколько минимизируют усреднение. Усреднение является преимуществом, когда пласт оценивается на предмет сейсмических параметров, другой области оценки пласта. Для этой цели иногда используется специальный каротаж, Long Spaced Sonic. Сейсмические сигналы (отдельная волнистость звуковой волны в земле) усредняются вместе от десятков до сотен футов пласта, поэтому усредненный акустический каротаж более непосредственно сопоставим с сейсмической формой волны.
Плотностно-нейтронный каротаж считывает пласт в пределах примерно от четырех до семи дюймов (180 мм) от стенки скважины. Это преимущество при разрешении тонких пластов. Это недостаток, когда скважина сильно обрушена. Корректировки могут быть сделаны автоматически, если пещера не более нескольких дюймов в глубину. Рычаг каверномера на зонде измеряет профиль скважины, и коррекция рассчитывается и включается в показания пористости. Однако, если пещера намного глубже четырех дюймов, плотностно-нейтронный каротаж показывает немногим больше, чем буровой раствор.
Есть еще два других инструмента, SP log и Gamma Ray log, один или оба из которых почти всегда используются в кабельном каротаже. Их выходные данные обычно представляются вместе с электрическими и пористостными каротажами, описанными выше. Они незаменимы в качестве дополнительных ориентиров для природы породы вокруг скважины.
Диаграмма SP, известная также как «Спонтанный потенциал», «Самопотенциал» или «Потенциал сланца», представляет собой измерение вольтметром напряжения или разности электрических потенциалов между буровым раствором в скважине на определенной глубине и медным заземляющим штырем, вбитым в поверхность земли на небольшом расстоянии от скважины. Разница солености между буровым раствором и пластовой водой действует как естественная батарея и вызывает несколько эффектов напряжения. Эта «батарея» вызывает движение заряженных ионов между скважиной и пластовой водой, где в породе имеется достаточная проницаемость. Самое важное напряжение устанавливается, поскольку проницаемая формация допускает движение ионов, снижая напряжение между пластовой водой и буровым раствором. Участки скважины, где это происходит, затем имеют разницу напряжений с другими непроницаемыми участками, где движение ионов ограничено. Вертикальное движение ионов в столбе бурового раствора происходит гораздо медленнее, поскольку буровой раствор не циркулирует, пока бурильная труба находится вне скважины. Медный поверхностный штырь обеспечивает точку отсчета, относительно которой измеряется напряжение SP для каждой части скважины. Также может быть несколько других второстепенных напряжений, например, из-за потока фильтрата бурового раствора в пласт под воздействием перебалансированной системы бурового раствора. Этот поток переносит ионы и является током, генерирующим напряжение. Эти другие напряжения вторичны по важности по сравнению с напряжением, возникающим из-за контраста солености между буровым раствором и пластовой водой.
Нюансы каротажа SP все еще изучаются. Теоретически, почти все пористые породы содержат воду. Некоторые поры полностью заполнены водой. Другие имеют тонкий слой молекул воды, смачивающих поверхность породы, а газ или нефть заполняют остальную часть поры. В песчаниках и пористых известняках по всей формации имеется непрерывный слой воды. Если есть хотя бы небольшая проницаемость для воды, ионы могут перемещаться через породу и уменьшать разницу потенциалов с грязью поблизости. Сланцы не допускают движения воды или ионов. Хотя они могут иметь большое содержание воды, она связана с поверхностью плоских кристаллов глины, составляющих сланец. Таким образом, разделы грязи напротив сланца сохраняют свою разницу потенциалов с окружающей породой. По мере того, как инструмент каротажа SP поднимается в скважину, он измеряет разницу потенциалов между опорным стержнем и разделами грязи напротив сланца и песчаника или известняка. Полученная кривая каротажа отражает проницаемость пород и, косвенно, их литологию. Кривые SP со временем деградируют, поскольку ионы диффундируют вверх и вниз по столбу грязи. Они также могут страдать от паразитных напряжений, вызванных другими инструментами каротажа, которые работают с ними. Старые, более простые журналы часто имеют лучшие кривые SP, чем более современные журналы по этой причине. При наличии опыта в области хорошая кривая SP может даже позволить опытному интерпретатору сделать вывод об осадочных средах, таких как дельты, точечные отмели или морские приливные отложения.
Гамма-каротаж — это измерение естественного гамма-излучения от стенок скважины. Песчаники обычно представляют собой нерадиоактивный кварц, а известняки — нерадиоактивный кальцит. Однако сланцы являются естественно радиоактивными из-за изотопов калия в глинах и адсорбированного урана и тория. Таким образом, наличие или отсутствие гамма-излучения в скважине является показателем количества сланца или глины в окружающей формации. Гамма-каротаж полезен в скважинах, пробуренных с использованием воздуха или буровых растворов на нефтяной основе, поскольку эти скважины не имеют напряжения SP. Даже в буровых растворах на водной основе гамма-каротаж и SP-каротаж часто проводятся вместе. Они включают проверку друг друга и могут указывать на необычные участки сланца, которые могут быть либо нерадиоактивными, либо иметь аномальную ионную химию. Гамма-каротаж также полезен для обнаружения угольных пластов, которые, в зависимости от местной геологии, могут иметь либо низкие уровни радиации, либо высокие уровни радиации из-за адсорбции урана. Кроме того, гамма-каротаж будет работать внутри стальной обсадной колонны, что делает его незаменимым при необходимости оценки обсаженной скважины.
При принятии решения о завершении скважины или ее консервации и ликвидации (P&A) необходимо ответить на следующие первоочередные вопросы:
Элементарный подход к ответу на эти вопросы использует уравнение Арчи .