ИСТОРИЯ ГТИ
Геолого-технологические исследования (ГТИ), развитие которых началось в конце 60-х годов прошлого века независимо друг от друга в СССР и за рубежом (во Франции, США, ФРГ), прошли полувековой путь от газового каротажа до современных компьютеризированных комплексов.
Основными целями ГТИ («Mud Logging» в англоязычной литературе) являлись:
оперативное определение литологии, фильтрационно-емкостных свойств разбуриваемых пород с выявлением интервалов разреза, содержащих углеводороды;
обеспечение безопасности в процессе бурения;
обеспечение оптимальных технико-экономических показателей строительства скважин.
Подробная история появления и развития ГТИ в нашей стране не является целью данной статьи, однако можно проследить их судьбу в СССР/России по основополагающим моментам [1, 2].
Что касается документов, описывающих и регламентирующих ГТИ в процессе бурения, то их появление напрямую доказывает важность появления службы ГТИ.
До 2000 г. принципиальных различий в технико-методическом и программном обеспечениях ГТИ западных и отечественных компаний не наблюдалось, но затем ситуация резко меняется.
Начиная с 2001 г., в России федеральное финансирование НИОКР (по геофизике, ГИС в целом и по ГТИ в частности) прекращено, а на уровне ВИНК и, тем более, геофизических компаний – практически не начиналось. Государственно-частное партнерство не сложилось. Децентрализация единой технической политики в нефтегазовой отрасли в связи с корпоративностью, закрытостью и ориентацией только на краткосрочное планирование экономической выгоды не только не сыграла положительной роли в развитии ГТИ, но и нанесла дополнительный ущерб делу.
Наличие государственного стандарта не гарантирует выполнение необходимых требований к проведению геолого-технологических исследований. На практике чаще все сводится к известной схеме: на основе действующего Национального стандарта выпускается внутренний стандарт предприятия СТП, в котором упрощены многие требования и функции выполняемых исследований. Это упрощение мало того что выхолащивает само понятие «исследования», но еще и дает право устанавливать низкие расценки на услуги по ГТИ – за что платить, если «…мы многого не требуем». Это, в свою очередь, сказывается на качестве технического оснащения станций и квалификации персонала.
Наиболее открыто эта ситуация была описана в письме Почетного нефтяника России, полковника противофонтанных военизированных частей В.И. Шендерова в адрес Генеральной прокуратуры РФ от 21 января 2011 г., в котором он писал следующее: «... сложилась практика работ, в соответствии с которой на буровых установках при бурении поисковых, разведочных, нефтяных и газовых скважин для контроля и управления бурением в нарушение правил техники безопасности... устанавливаются более дешевые станции геолого-геофизического контроля (ГТИ)».
Эта политика, как следствие, не говоря об уровне аварийности по отрасли, привела к уничтожению небольших сервисных компаний и компаний-разработчиков станций ГТИ в пользу (что неожиданно) более дорогого сервиса, предоставляемого такими крупными зарубежными сервисными компаниями, как «Шлюмберже».
По этой причине большинство работающих в настоящее время станций ГТИ идеологически находятся на уровне середины 90-х годов. И какими бы новыми названиями они ни назывались, будь то – «Разрез», «Сириус», «СНГС», «Леуза», «Геотест», «Геосфера», «Кедр», «Гелиос» и другие, современного методического и программного обеспечения, позволяющего решать новые задачи, заказчик не получает. Более того, вариации базового программного обеспечения реального времени перечисленных станций ограничены тремя типами – это DTCIS разработки ОАО ОЭГ «Петросервис»; «GeoScape» и «WellBase» разработки ОАО НПП «ГЕРС»; «Регистрация» и «Chrom» разработки НПФ «Геофизика», кочующие из одной станции в другую, за исключением последнего варианта. Кто что смог заложить в станции до конца 90-х годов, в первую очередь это касается основы любой станции – методического обеспечения, так с этим и живет – оказывает услуги, продает, сдает в аренду.
Сформировавшийся рынок производителей станций ГТИ в России, на наш взгляд, представлен следующими компаниями (по алфавиту): ООО «Геотехсервис» (г. Уфа), ООО «ГеоСенсор» (г. Тверь), ООО «ГЭЛС» (г. Тверь), ООО «НПФ СТЕРХ» (г. Самара), ООО «Союзнефтегазсервис-Гео» (г. Саратов). Особняком в этом ряду стоит ООО «ЗАО АМТ» (г. Санкт-Петербург) по причине того, что является держателем программного обеспечения реального времени собственной разработки (станция ГТИ АМТ 121) и имеет возможность обновления методического обеспечения.
«ПЕРЕМЕН ТРЕБУЮТ НАШИ СЕРДЦА…»!
Да, появились в станциях ГТИ современные барьеры безопасности, технологии удаленного мониторинга, качественные рабочие места – для персонала станций, супервайзеров, буровых мастеров, геологов, и они являются весьма полезными дополнениями, но не меняют исходного информационного содержания ГТИ.
Какой можно сделать вывод? Мы считаем, что наступила необходимость резкого изменения технико-методического уровня ГТИ.
Продиктовано это следующими объективными причинами:
| Широкое внедрение новейших технологий бурения, в частности – массовый переход на бурение с применением долот режущего типа, импрегнированных синтетическими алмазами (БИТ/PDC), в сочетании с винтовыми забойными двигателями (ВЗД), возможность применения роторно-управляемых систем (РУС). | Эти технологии резко увеличивают скорость бурения, а потому требуют более быстрых методов анализа технологических данных для предотвращения аварийных ситуаций. Кроме того, современный инструмент истирает породу до такого состояния, что структурный анализ шлама невозможен и необходимо полагаться на методики построения литологического разреза по технологическим данным. |
| Появление новых синтетических растворов, заметно улучшающих качество ствола скважины. | Эти растворы в ряде случаев преобразуют породу околоскважинного пространства до такой степени, что последующий геофизический каротаж не дает объективных результатов. |
| Появление принципиально новых задач для ГТИ, в частности – геомеханическое моделирование в процессе строительства скважин и обоснование интервалов гидроразрыва. | Это направление приобрело большую популярность в последнее время, в связи с применением технологий Big Data. Однако объем информации, который в настоящее время запрашивается при сопровождении ГТИ, ничтожен, по сравнению с необходимым, и не дает достаточной информации для построения подобных моделей. Это также влияет на качество работы научно-исследовательских и проектных институтов (НИПИ) в структурах нефтяных компаний при создании проектов новых скважин, поскольку они сидят на голодном информационном пайке. |
| Необходимость повышения надежности раннего обнаружения признаков ГНВП и других нештатных ситуаций. | Это связано с возросшими скоростями проходки скважин, а также с увеличением стоимостных потерь. |
| Применение MWD- и LWD-систем, а также систем каротажа на буровом инструменте. | Проводимые в стволе скважины в процессе бурения геофизические исследования и контроль пространственных координат скважины только вместе с ГТИ образуют систему оперативного управления бурением, которая делает возможным комплексное изучение разреза. |
Сегодняшние станции ГТИ в большинстве своем не в состоянии решать задачи методами, разработанными в свое время для роторного и турбинного бурения и применяемыми для наклонно-направленных скважин, в чем можно убедиться, знакомясь с ними в рекламных материалах компаний-производителей и по их выступлениям на тематических конференциях.
Вызывает удивление и недоумение тот факт, что актуальные технические разработки не находят должного внимания со стороны менеджмента и технических специалистов компаний-недропользователей, которые являются заказчиками для сервисных компаний.
НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА РАЗВИТИЕ ГТИ В РОССИИ
Мы считаем, что ГТИ в процессе бурения в сегодняшней ситуации развития свою историческую миссию выполнили. Они требуют модернизации и видоизменения с целью занятия новой ниши на рынке сервисных услуг нефтегазовой отрасли – геолого-информационного сопровождения строительства скважин, охватывающего на сложных скважинах все элементы контроля и исследования, включая ГИС на инструменте, ГТИ, анализ каменного материала, контроль и управление испытанием, и осуществляющее навигацию скважины со сложной траекторией. Также необходимо изменение отношения к сервису ГТИ, который в настоящий момент, судя по тендерной политике ВИНК, иначе как обременение не рассматривается.
На первом этапе изменения должны касаться диверсификации ГТИ по следующим направлениям:
расширенный комплекс ГТИ с выдачей петрофизически обоснованных параметров;
геомеханическое моделирование (обеспечение оперативной информацией по открытому стволу скважины);
комплекс работ по улучшению разобщения пластов;
расчет и прогноз порового и пластового давлений методами, свободными от необходимости использовать параметры, расчет которых при наклонном (горизонтальном) бурении невозможен;
навигация при проводке скважин со сложной траекторией с помощью MWD-систем;
геофизические исследования скважин в процессе бурения LWD-системами и автономными системами на буровом инструменте;
информационное сопровождение процесса испытания и опробования скважин, в том числе и на этапе пробной эксплуатации месторождения;
обоснование интервалов гидроразрывов;
представление информации всем участникам строительства скважины, а также для цифровой модели месторождения.
Учитывая все выше изложенное, в 2011 г. ООО НППГА «Луч» (г. Новосибирск) и ООО «ЗАО АМТ» (г. Санкт-Петербург) договорились создать совместными усилиями станцию геолого-технологических исследований новейшего поколения – Комплекс аппаратурно-методический автоматизированный СГТИ «КАМА», на базе станции ГТИ АМТ 121.
Теоретико-методической базой для этого являются результаты работ [1 – 7], благодаря которым появилась петрофизическая модель процесса бурения, позволяющая оперативно (в реальном времени) получать новую геолого-геофизическую и технологическую информацию, не определяемую ранее ни в России, ни за рубежом.
Эта модель позволяет решать совершенно новый класс геолого-технологических задач в процессе бурения скважины и обеспечивать научнообоснованные подходы к интерпретации получаемых результатов.
Вот только часть таких задач:
1.оперативное литологическое расчленение разреза через параметры энергокаротажа (рис. 1);
2.выделение пластов-коллекторов на основе параметров энергокаротажа (рис. 2);
3. оперативное определение объемного газосодержания бурового раствора;
4.оперативное прогнозирование газового фактора выделенных пластов-коллекторов с разбивкой на различное флюидонасыщение;
5.определение баланса шлама на основе разработанных нами технико-методических средств. Контроль устойчивости стенок скважины (рис. 3);
6.поддержание оптимального режима бурения (БИТ+ВЗД) для конкретного интервала бурения с применением новых критериев оптимальности;
7.оперативное (из-под долота) определение геомеханических параметров;
8.создание базы данных по новым геолого-геофизическим и технологическим параметрам.
Детальный анализ всего, что сделано совместными усилиями наших организаций – готовые технические задания на целый ряд новых аппаратурных разработок, продолжающиеся работы по созданию нового методического и программного обеспечения показывают, что мы можем достичь зарубежного уровня [8], а по ряду позиций и превзойти его.
НА ВЕСАХ СРАВНЕНИЯ
В подтверждение приведем анализ только некоторых задач, решаемых зарубежными компаниями ГТИ, но не решаемых в полной мере в российской практике ГТИ.
1.Оценка устойчивости ствола скважины в процессе бурения. Решается путем измерения объема шлама – весовой метод итальянской компании GEOLOG.
Наше альтернативное решение – метод плотнометрии, резистивиметрии и объемного газосодержания. Ведется разработка альтернативного метода взвешивания шлама.
2.Определение избыточных давлений в скважине с использованием метода «d-экспоненты» и «Sigmalog» (компании GEOLOG, Geoservices, GEODATA).
Наше альтернативное решение – на основе оригинальных [6, 7] производных параметров энергокаротажа. Традиционные методы не работают при бурении по технологии «БИТ+ ВЗД», так как необходимые для этого параметры «нагрузка на долото» и «обороты долота» определяются с большими погрешностями.
3.Оценка коллекторов. Решается сочетанием хроматографии и электромагнитной расходометрии (западная технология).
Наше альтернативное решение – оценка коллекторов в реальном времени на основе петрофизической модели процесса бурения. Модель позволяет определять буровую пористость, плотность пород, прочность пород, выполнять литологическое расчленение разреза непосредственно «из-под долота», в то время как данные традиционных ГИС поступают позже, когда скважина уже испытала воздействие на стенки бурового раствора.
4.Удаленный мониторинг процесса строительства скважин. За рубежом мониторинг демонстрирует значимые успехи [1] особенно при строительстве сложных скважин, когда данные ГТИ, MWD (LWD)-систем передаются в центр управления, где команда высококвалифицированных специалистов различных профилей (геологи, буровики, специалисты по ГТИ) принимают совместные оперативные решения при малейшем отклонении значимых параметров за пределы заданных коридоров.
Наше альтернативное решение – методические разработки, реализованные в информационной системе мониторинга скважин в реальном времени (ИС МСРВ) наших станций, которые позволяют дополнительно комплексно обрабатывать получаемые при бурении скважины данные.
ОПЕРАТИВНОЕ, ОРИГИНАЛЬНОЕ – СВОЕ
Уже сегодня мы можем предложить новые подходы к решению известных задач и собственные оригинальные методы исследований во время бурения:
1.Оперативное литологическое расчленение разреза скважины, выделение пластов-реперов.
Расчленение разреза построено на использовании параметров энергокаротажа, что актуально для технологии бурения комплексами «БИТ-ВЗД», и дает возможность выполнять его даже при отсутствии шлама. Это позволяет предупредить осложнения и аварийные ситуации, уточнить границу стратиграфического подразделения относительно проектной, выделить пласты-коллекторы. Позволяет принять решение об изменении траектории скважин для правильного входа в пласт-коллектор, принять решение о необходимости проведения комплекса ГИС, необходимости отбора керна.
2.Оперативное выделение пластов-коллекторов. Оценка фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.
Наши методы, построенные на основе энергокаротажа, обеспечивают своевременную выдачу информации о расхождении стратиграфических границ, о фактической глубине залегания в разрезе кровли и подошвы пластов-коллекторов с целью оперативной корректировки технологии проводки скважины.
3.Контроль состояния ствола скважины.
Контроль состояния ствола скважины осуществляется путем анализа эффективности выноса шлама. Существуют две методики определения баланса шлама:
путем непрерывного взвешивания шлама, выходящего из скважины;
путем расчета по плотности и сопротивлению бурового раствора на входе и выходе.
Основой для создания методики является информация по плотности и сопротивлению бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, а также прямое определение объемного газосодержания компрессионным и акустическим методами. Данные баланса шлама, рассчитанные по времени и глубине, позволяют получать мгновенную картинку поведения ствола скважины во время бурения, СПО, промывки скважины; содержат информацию для инженера по буровому раствору.
4.Определение прочности и других свойств горных пород.
Определяем прочность пород по данным ГТИ в реальном времени бурения скважины. Это позволяет построить эталонный разрез, что особенно ценно при выходе на новое месторождение. Наличие эталонного разреза, в свою очередь, позволяет:
осуществить научно-обоснованный выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя;
спроектировать режимы бурения по интервалам разреза, близкие к оптимальным для выбранного способа бурения и породоразрушающего инструмента;
оперативно отслеживать подход забоя скважины к опорным (реперным) горизонтам, выделенным на эталонном разрезе, с целью планирования отбора керна, проведения ИПТ и других мероприятий;
оперативно корректировать эталонный разрез по полученным в реальном времени бурения данным ГТИ, уточняя его построение, как по разрезу (вертикали), так и по площади разбуриваемого месторождения.
5.Газошламовый мониторинг.
В отличие от газового каротажа газовый мониторинг определяет не количество углеводородных газов в газовоздушной смеси после дегазатора, а объемное газосодержание любых газов в буровом растворе.
Газосодержание определяется на выходе из скважины и на ее входе. Это позволяет выделять газонефтенасыщенные и потенциально продуктивные интервалы по приращению, т.е. по составляющей объемного газосодержания, связанной с газообогащением в скважине.
Наша методика определения баланса шлама комбинированным методом использует информацию об объемном газосодержании и плотности бурового раствора, что обеспечивает точность определения содержания шлама в растворе на уровне ± (2–2,5) %.
Данный метод является хорошей альтернативой «весовой» методике баланса шлама, либо отличным дополнением к ней, так как учитывает не только шлам, сходящий с вибросит, но и шлам, выделяющийся из выходящего бурового раствора на стадиях очистки – в пескоотделителях, илоотделителях и центрифугах, а также – оседающий в емкостях.
Принципиально новым в данной технологии является обязательное проведение газового мониторинга с привязкой к глубинам, что позволяет в оперативном режиме выявлять потенциально продуктивные и перспективные на нефть и газ интервалы на количественном уровне (через объемное газосодержание). Эффективность технологии газошламового мониторинга апробирована на материалах ГТИ ряда пробуренных горизонтальных и наклонно-направленных скважин.
6.Геомеханическое моделирование.
Начало геомеханическому моделированию, по данным ГТИ, положено внедрением методик энергокаротажа, так как его параметры (коэффициент буримости, удельная работа разрушения, коэффициент буровой пористости и другие) несут информацию не только о емкостных, но и прочностных свойствах вскрываемого разреза.
Эти параметры, получаемые при ГТИ в реальном времени углубления («из-под долота»), могут быть использованы для сравнения с модельными данными геомеханики и ее уточнения.
В дальнейшей перспективе, на основе данных сейсмики, ГИС, анализа керна, ВСП, данных ГТИ возможно построение геомеханического куба, охватывающего окрестности проектируемой скважины, с выделением наиболее ослабленных интервалов.
Хочется верить, что вопросы, затронутые в статье, будут приняты к рассмотрению компаниями-недропользователями, и предлагаемые методические решения начнут воплощаться в практику строительства скважин.
Все новое в ГТИ, что создается сейчас совместными усилиями ООО НППГА «Луч» и ООО «ЗАО АМТ», безусловно, конкурентоспособно на международном рынке, но внедрение этого нового в производство идет крайне медленно из-за отсутствия какой-либо поддержки со стороны как государства (и как быть с импортозамещением?), так и потенциального заказчика.
Если этот процесс к тому же будет сопровождаться параллельной подготовкой профессиональных специалистов ГТИ, а для этого лекционных и технических средств достаточно (рис. 4.), то нефтегазовая отрасль получит великолепный инструмент информационного сопровождения строительства скважин, не имеющий сегодня аналогов за рубежом!
В заключение еще раз хотим подчеркнуть, что в сложных горно-геологических условиях большинство применяемых сегодня методов ГТИ не соответствуют требованиям современных технологий бурения, а поэтому не только бессмысленны, но и чреваты ошибочными и дорогостоящими последствиями.
