География и геология/7. Техника и технология геологоразведочных работ

 

Добрынин С.И., к.т.н., доцент

ФГБОУ ВПО «Российский государственный геологоразведочный  университет имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ-РГГРУ), Москва

 

Автоматизированные технические комплексы для определения мест заложения разведочных скважин на предполагаемых продуктивных нефтегазовых структурах

 

Стандартные геофизические методы (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка и др.) поисков нефтегазовых залежей к настоящему времени достигли практически предела в своем совершенстве. Применение данных методов позволяет находить геологические  структуры, в которых теоретически может находиться нефтегазовый флюид. Однако упомянутые геофизические методы не дают однозначного ответа - есть ли в найденной структуре продуктивные запасы нефтегазового флюида.

Объясняется это тем, что в основе традиционно используемых геофизических методов поисков и разведки нефтегазовых залежей лежит изучение аномальных особенностей пространственного распределения в осадочных породах одного из естественных или искусственно возбуждаемых геофизических полей: магнитного, электрического, сейсмического, радиационного, гравитационного или теплового. Но аномалии полей лишь в редких случаях однозначно связаны с искомыми геологическими объектами. Поэтому стандартными геофизическими методами нефтегазовые залежи могут быть обнаружены с малой вероятностью и лишь по косвенным признакам. Вследствие недостоверного определения мест заложения разведочных скважин  мировая нефтегазовая индустрия несет большие финансовые потери. Практически только одна из 3-4 поисковых разведочных скважин является продуктивной, остальные – «сухие» [1; 2].

Весьма непростая задача существенного повышения коэффициента успешности разведочного бурения может быть решена применением сейсмоэлектромагнитного метода (СЭМ-метода), разработанного специалистами МГРИ-РГГРУ им. Серго Орджоникидзе. СЭМ-метод предназначен для проведения поисково-разведочных работ на суше, на шельфе и глубоководных морских акваториях с целью:

- обнаружения и изучения геологических структур, содержащих продуктивные нефтегазовые, в том числе газогидратные, залежи;

- определения оптимальных мест заложения разведочных поисковых скважин для вскрытия продуктивных нефтегазовых пластов;

- оценки остаточного объема нефтегазового флюида, оставшегося в каждом пласте после его интенсивной эксплуатации, особенно с неоднократным применением гидродинамического разрыва пласта [3].                                                                                                                              

Сущность СЭМ-метода состоит в искусственном возбуждении и измерении вызванных  сейсмоэлектрических потенциалов, возникающих при одновременном воздействии на исследуемый нефтегазовый пласт электрического поля, производящего электрическую поляризацию частиц нефтегазового флюида, и упругой волны, механически перемещающей поляризованные частицы примерно в одном направлении. Вследствие этого в нефтегазовом  коллекторе возбуждается импульс электрического тока, который индуцирует в окружающей среде многокомпонентное электромагнитное поле сложной пространственной конфигурации, поскольку капилляры, поры, микропоры и микротрещины пространственно ориентированы достаточно произвольно и не являются строго прямолинейными. Вторичное электромагнитное поле содержит три равноценных электрических и магнитных компоненты  (векторы по осям  x, y, z). При этом суммарная (интегральная) интенсивность вторичного электромагнитного поля пропорциональна:

- интенсивности воздействующих электрического и сейсмического полей;

- объему нефтегазового флюида, оказывающегося в зоне максимального воздействия этих полей;

- степени совпадения ориентации главной части капилляров с направлением силовых линий воздействия электрического и упругого полей [4; 5].

Упрощенный вариант морского автоматизированного технического комплекса (АТК) для применения СЭМ-метода [6; 7] приведен на рис.1.

 

Рис. 1. Морской автоматизированный технический комплекс М-СЭМ

АТК М-СЭМ размещается на судне с водоизмещением от 500 регистровых тонн и энергетической электроустановкой мощностью не менее 200 кВт. Поляризующее электрическое поле возбуждается в среде электрическими токами с амплитудами не менее 1000А с помощью двух питающих линий: вертикальной А1В1 (длиной до 1,5 км) и горизонтальной А2В2 (длиной до 5 км).  Упругое воздействие  осуществляется с помощью двух источников упругих колебаний (ИУК1 и ИУК2) с мощностью каждого не менее 1000 кДж. При этом ИУК2 обычно размещается на вспомогательном судне, способном перемещаться быстрее основного судна и создавать упругое воздействие в любой заданной точке слева или справа вдоль изучаемого профиля в строго заданные моменты времени.

Прием электрических и магнитных компонент вторичного электромагнитного поля осуществляется с помощью вертикальной M1N1 и горизонтальной M2N2 приемных линий, состоящих из нескольких приемников каждой составляющей электромагнитного поля.

Обработка  принимаемых сигналов и выделение полезной информации осуществляется в реальном масштабе времени с помощью вычислительного комплекса со специальным программным обеспечением.

Упрощенный вариант наземного АПК для применения СЭМ-метода приведен на рис. 2.

Рис. 2. Сухопутный АТК С-СЭМ

В состав сухопутного АТК при упрощенной комплектации входят:

- дизель-электростанция мощностью до 200 киловатт;

- генераторы электромагнитных и сейсмических импульсов;

- устройства питающих (АВ) и приемно-измерительных линий (MN);

- шнековая буровая установка для бурения скважин большого диаметра, необходимых для создания низкоомных  заземлений питающей линии АB;

Комплекс состоит из генераторного и измерительного блоков, размещаемых раздельно на двух автомашинах. Генераторный блок комплекса состоит из  четырех генераторов импульсов - двух для возбуждения токов в питающих линиях АВ и двух для обеспечения работы источников упругих колебаний (ИУК). Генераторы импульсов для питающих линий АВ представляют собой тиристорно-транзисторные инверторы с микропроцессорным управлением, способные обеспечить в каждой заземленной (заводненной) питающей линии электрический ток заданной формы.

Для проведения измерений по всем основным вариантам СЭМ-метода ток может быть:

- знакопеременным, с импульсами заданной частоты повторения и широтно-импульсной регулируемой длительности отдельных импульсов;

- пульсирующим (однополярным) с огибающей заданной формы;

В импульсных режимах генераторы способны обеспечивать токи до 1000А при напряжении до 1000В. При этом генераторы питаются от конденсаторных накопителей большой электрической емкости.

При работе в непрерывных режимах генераторы позволяют генерировать токи до 200 А при напряжении до 1000 В (при средней мощности первичного источника питания до 200 кВт). Генераторы импульсов для питания источников упругих колебаний (например, электроискровых спаркеров) также представляют собой тиристорно-транзисторные инверторы с микропроцессорным управлением, питающиеся от конденсаторных накопителей большой электрической емкости, способных обеспечить рабочие токи в разрядниках спаркеров с амплитудами до 5000 А. 

Приемно-измерительный блок позволяет проводить измерения импульсно-переходных и амплитудно-частотных параметров сигналов, осуществляя прием электрических и магнитных компонент вторичного электромагнитного сигнала. Принимаемые сигналы вводятся в приемный компьютер через специальные входные устройства, состоящие из 16-24 прецизионных, гальванически разделенных между собой малошумящих  масштабных усилителей и 18-24-х разрядных аналого-цифровых преобразователей.

Входные масштабные усилители работают в частотном диапазоне от постоянного тока до 1000 Гц. Уровень собственных шумов, приведенных к входу на частоте 0,1 Гц,  не превышает 0,05 мкВ. Приемно-измерительный блок в целом позволяет проводить исследования импульсно-переходных и амплитудно-фазовых характеристик изучаемого геоэлектрического разреза по многим методикам, поскольку обеспечивает:

- измерение процессов нарастания и спада принимаемых электромагнитных сигналов с регулируемой детальностью с интервалами отсчетов в пределах 10 мкс -1000 мс;

- измерение амплитуды и фазы отдельных спектральных составляющих с погрешностью отсчета не более 0,2% (амплитуды) и 0,05 градуса (фазы) даже в условиях интенсивных электромагнитных помех вблизи действующей скважины.

Это достигается применением цифровой фильтрации и метода накопления в процессе первичной обработки принимаемых сигналов, которые затем окончательно обрабатываются по специальным программам, основанным на нейросетевых методах распознавания образов.

Результаты полевых наблюдений проходят экспресс-обработку и интерпретируются с помощью входящего в комплекс высокопроизводительного многопроцессорного компьютера. Топографическая привязка результатов измерений осуществляется с помощью приборов GPS или ГЛОНАСС. Методика обработки и интерпретации полевых данных зависит от поставленных задач.

Опытно-производственные работы по СЭМ-методу с положительными результатами были выполнены на Баренцевом, Северном, Черном, Каспийском морях и в Мексиканском заливе на 7 морских нефтегазовых залежах и на 5 залежах на суше, по профилям общей протяженностью более трех тысяч километров, при глубинах моря от 5 до 1500 метров и глубинах залегания продуктивных нефтегазовых пластов до 5 км. По результатам работ были указаны места для заложения 67 скважин (вместо 318 скважин, предложенных другими организациями по результатам проведенных ими сейсморазведочных работ в комплексе с электроразведкой, гравиразведкой и магниторазведкой). Из 67 предложенных к бурению скважин продуктивными оказались 59. В среднем доля продуктивных скважин при разведке нефтегазовых залежей с применением СЭМ-метода достигает 80% от общего числа разведочных скважин против 20-25% при применении обычных методов  разведки.

Как правило, проведение поисково-разведочных работ начинается с эталонирования аппаратуры: выполнения исследований вблизи устья разведочной или промысловой скважины или над хорошо разведанной многопластовой залежью. Это необходимо для определения (или для уточнения) скорости распространения упругих волн в изучаемом геологическом разрезе. Если этот район не разведан, то необходимо провести работы на системе нескольких региональных, желательно параллельно-перпендикулярных профилей по всей площади выделенной для работ и как только будет обнаружен характерный сейсмоэлектромагнитный сигнал, провести вертикальное сейсмоэлектромагнитное зондирование с целью уточнения глубины залегания отдельных пластов нефтегазовой залежи, определения  продуктивных пластов и оконтуривания наиболее продуктивной зоны нефтегазовой залежи [7]. 

Детальное изучение нефтегазовой залежи с целью определения места заложения разведочной скважины проводится, как правило, путем выполнения проведения вертикального СЭМ-зондирования, которое  осуществляется в двух основных режимах:

- Режим 1. Работа ведется  с короткими импульсами, при котором и электрический и упругий импульсы имеют примерно одинаковую длительность (до нескольких сотен миллисекунд);

- Режим 2. Работа проводится с короткими упругими импульсами и электрическими импульсами большой длительности (до 10-15 секунд).

В режиме 1 (рис.3) упругий и электрический импульсы должны иметь максимально возможные амплитуды, а время запаздывания между ними необходимо постепенно увеличивать от некоторого начального момента до максимального, определяемого максимально возможной  (предполагаемой) глубиной залегания нефтегазового пласта (с шагом в 5 миллисекунд). При этом измерения вторичного СЭМ-сигнала проводятся по циклам, с использованием методики накопления 10-50 принимаемых СЭМ-сигналов в каждом цикле  – в зависимости от интегральной интенсивности принимаемого сигнала и уровня внешних электромагнитных помех естественного или искусственного происхождения. В каждом цикле первоначально излучается упругий импульс, а за ним с задержкой, определяемой усредненной скоростью упругих колебаний в изучаемом разрезе и известной (или предполагаемой)  глубиной залегания первого (от поверхности) нефтегазового пласта, излучается электрический импульс так, чтобы оба импульса достигали пласт практически одновременно, с опережением электрическим импульсом упругого на 1-2 миллисекунды. В каждом следующем цикле измерений задержка увеличивается на 5 миллисекунд – пока не  будет достигнута заданная глубина  исследования. 

Рис. 3. Пример вертикального СЭМ зондирования в Режиме 1

В режиме 2 (рис. 4) работы проводятся с короткими упругими импульсами и электрическими импульсами большой длительности (до 10-15 секунд).

При этом поляризующее электрическое поле во всех пластах возбуждается практически одновременно и действует 10-15 секунд, а упругий импульс, распространяющийся вглубь разреза со скоростью 2-2,5 км/с, достигает каждого пласта с некоторым запаздыванием, взаимодействует в пласте с электрически поляризованными частицами нефтегазового флюида и порождает вторичный сейсмоэлектромагнитный сигнал. При этом в питающей линии в это время протекает первичный поляризующий ток весьма большой величины (до 1-2 тыс. А), поэтому возникает непростая проблема выделения вторичного СЭМ-сигнала на фоне значительно превышающего его первичного сигнала. Отсчеты вторичного СЭМ-сигнала, принимаемые на поверхности, берутся через каждые 2-5 мс.  

В результате анализа таких измерений, проводимых на каждом пикете заданного профиля, могут быть оконтурены все зоны над продуктивными пластами изучаемой нефтегазовой залежи.

 

Рис. 4. Пример вертикального СЭМ зондирования  в Режиме 2

При детальном изучении обнаруженной многопластовой нефтегазовой залежи (рис. 5) обычно проводится вертикальное сейсмоэлектромагнитное зондирование в режиме 1 или 2, при котором временной сдвиг между электрическим и упругим импульсами изменяется дискретно, с  достаточно малым шагом (от 2-х до 10-ти мс).

Рис.5.  Детальное изучение многопластовой нефтегазовой залежи

По результатам сейсморазведки в разрезе предположительно находятся 8 нефтегазовых пластов. По данным сейсморазведки была заложена скважина №1409, которая оказалась непродуктивной («сухой»). Далее, после проведения работ по СЭМ-методу на расстоянии 1300 м от скважины №1409 была заложена скважина № 1410, оказавшаяся продуктивной.

При средней скорости распространения упругих колебаний 2200мс, на глубине около 1200 м отчетливо обнаружился продуктивный пласт с максимами сейсмоэлектромагнитных сигналов на времени задержки 505 мс. Эффективная мощность пласта составляет не менее 15-20 м. Остальные пласты оказались слишком маломощными (3-4 метра) и не представляющими промышленного интереса.

Таким образом, СЭМ-метод позволяет достоверно обнаруживать и детально изучать продуктивные нефтегазовые пласты, которые могут быть пропущены при применении традиционно используемых геофизических методов поисков и разведки.

Список использованной литературы

1.   Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. Инновационная геофизика: бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых (ч. 1) // Инженер-нефтяник, №1’2011.

2.   Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. Инновационная геофизика: бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых (ч. 2) // Инженер-нефтяник, №2’2011г.

3.   Добрынин С.И., Головин С.В., Бобровников Л.З., Мелаев Д.В. Инновационная технология оценки и мониторинга запасов углеводородов в разрабатываемом нефтегазовом пласте // Инженер-нефтяник, № 2'2012, ISSN 2072-7232.

4.   Добрынин С.И., Головин С.В., Бобровников Л.З., Мелаев Д.В. Тензорный сейсмоэлектромагнитный метод поисков, комплексной оценки мощности и мониторинга в процессе эксплуатации продуктивных нефтегазовых залежей // Рациональное освоение недр, № 4'2012, ISSN 2219-5963

5.   Добрынин С.И., Головин С.В., Рахматуллин И.И. Сейсмоэлектромагнитный метод прямых поисков, детальной разведки, экспресс-оценки и мониторинга запасов углеводородов в нефтегазовом пласте // "Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании" Тезисы докладов Международной школы-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых, Уфа, 2012, ISBN 978-5-7477-3052-6.

6.   Бобровников Л.З., Добрынин С.И., Головин С.В., Мелаев Д.В.,  Метод экспресс-оценки, анализа и мониторинга запасов углеводородов в нефтегазовом пласте // 2-й Международный экономический форум «Каспийский диалог-2012», Тезисы докладов, Москва, 2012.

7.   S.I. Dobrynin, L.Z. Bobrovnikov, A.Zich, D.Sauer T-SEM - Eine innovative Technologie zur Einschätzung und zum Monitoring von Kohlenwasserstoff-Vorräten in einer prodduzierenden Lagerstätte // ERDÖL ERDGAS KOHLE (Urban Verlag Hamburg) №1'2013.