Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Геологии и Геоинформатики

Кафедра Геофизических методов исследования скважин

Курсовая работа

по дисциплине «Автоматизированная обработка и интерпретация данных ГИС»

на тему: «Обоснование выделения коллекторов методами ГИС»

Выполнил:

студент гр. ГИС-07

Павленко А.А.

Тюмень, 2012 г.

Оглавление

1. Выделение коллекторов

1.1 Основные положения

1.2 Выделение коллекторов по качественным признакам

1.2.1 Наличие глинистой (шламовой) корки

1.2.2 Наличие положительных приращений на кривых микрокаротажа

1.2.3 Наличие радиального градиента сопротивлений

1.2.4 Повторные измерения сопротивлении

1.2.5 Повторные измерения ГК при принудительном задавливании в пласты индикаторной (меченой) жидкости, содержащей растворенные вещества с повышенной естественной радиоактивностью, - методика "ГК-активация-ГК"

1.2.6 Повторные измерения НК при задавливании в пласты жидкости, содержащей вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, - методика "НК-активация-НК"

1.2.7 Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе

1.2.8. Выделение коллекторов по повторным замерам ПС при цементных заливках

1.2.9 Выделение коллекторов по данным ГИС, выполняемых в обсаженных скважинах

1.2.10 Использование данных ГТИ для выделения коллекторов

1.3 Выделение коллекторов по количественным критериям

1.3.1 Статистические способы

1.3.2 Корреляционные способы

1.3.3 Особенности выделения коллекторов с использованием количественных критериев

1.4 Разделение коллекторов по структуре порового пространства

1.5 Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров тонкослоистых и трещинных коллекторов по данным высокоразрешающих методов ГИС

1.5.1 Выделение тонких пластов с использованием микросканеров

1.5.2. Оценка параметров тонких пластов

1.5.3 Возможности микросканеров при исследовании трещинных коллекторов

1.5.4 Возможности микроэлектрических сканеров при исследовании каверново-поровых коллекторов

2. Изученность и нефтегазоносность пласта

2.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения

2.2 Нефтегазоносность

3. Интерпретация данных

3.1 Определение Кп

3.2 Обосновани Кнг и оценки насыщения

Вывод

Список использованной литературы

1. Выделение коллекторов

1.1 Основные положения

Породой-коллектором называют породу, способную вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке в любых, даже незначительных количествах. Именно такое определение коллектора лежит в основе оценки геологических запасов нефти, газа и конденсата. Выделение коллекторов реализуется по прямым качественным признакам или с использованием количественных критериев, обоснование которых по результатам геологоразведочных работ (ГРР) и эксплуатации будет подробно рассмотрено ниже.

Вопросу обоснования количественных критериев всегда уделялось много внимания. При этом количественные критерии коллекторов назывались нижними, абсолютными либо абсолютными нижними пределами фильтрационно-емкостных свойств, геолого-геофизическими кондициями, абсолютными пределами запасов и т.п.

Кроме этого выделялась и другая группа количественных критериев, в основу определения которых была положена информация о рентабельных или экономически целесообразных дебитах нефти и газа, т.е. технико-экономические кондиции. Эти критерии имеют разнообразную физикоэкономическую основу и зависят от коэффициентов извлечения УВ и минимальной эффективной толщины hэф коллекторов, их динамической емкости, проницаемости и продуктивности, либо только их продуктивности. Численные значения этих критериев изменяются по мере развития техники и технологии добычи нефти и газа, изменения цен, технологических условий и стандартов на товарную продукцию, создающих условия для экономически оправданного освоения запасов нефти и газа. В некоторых работах к коллекторам относят только те породы, в которых жидкости и газы содержатся в промышленных объемах, а притоки нефти или газа превышают минимальные рентабельные дебиты.

Необходимо отметить, что при подсчете геологических запасов применение для выделения коллекторов подходов, базирующихся на технико-экономических критериях, неправомерно. Нельзя применять и способы выделения коллекторов, основанные на использовании любых величин дебитов, т.к. критерии коллектора для них не остаются постоянными. Значения кондиционных пределов в этих способах изменяются во времени и различаются в зависимости от геологических особенностей разреза. Последнее объясняется тем, что при постоянной депрессии один и тот же дебит можно получить при высокой проницаемости и малой толщине пласта либо при его низкой проницаемости и большой толщине. Следовательно, пласты с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами в разное время и в разных условиях могут быть отнесены к коллекторам и неколлекторам.

Еще раз отметим, что при определении геологических запасов УВ к коллекторам относятся породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке: величина извлекаемых объемов жидкости либо газа и их дебиты при этом не оговариваются. Определенные таким образом коллекторы характеризуются стабильными признаками и критериями и содержат геологические запасы УВ.

По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям, редко к вулканогенным и вулканогенно-осадочным и иногда к изверженным породам кристаллического фундамента. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные, вулканогенные коллекторы и их смешанные типы. Известны также коллекторы, связанные с галогенными отложениями, представленными гипсом, ангидритом и смесью галита с карбонатными породами.

По морфологии порового пространства коллекторы делятся на поровые (межзерновые, гранулярные), трещинные, каверновые и смешанные (порово-трещинно-каверновые). Наименования последних варьируют в зависимости от вклада отдельных видов пустот в общие емкость и проницаемость коллектора. Большинство терригенных и карбонатных коллекторов поровые. Трещинные коллекторы характерны для плотных метаморфизованных низкопористых пород, прежде всего для карбонатных, частично - для вулканогенных и редко - для терригенных. По-видимому, трещинным является также коллектор, представленный битуминозными аргиллитами, нефть и газ в которых содержатся в трещинах и пространстве между "листочками" аргиллита. Трещин- но-каверновый и порово-трещинно-каверновый коллекторы типичны для карбонатных, а также для вулканогенных отложений и практически не встречаются в терригенных породах.

Поровые коллекторы считаются простыми, если они сложены одним породообразующим минералом (за исключением цементирующих веществ) и содержат один тип подвижного флюида (нефть, газ либо воду). К сложным относят коллекторы, обладающие, по крайней мере, одним из следующих признаков:

• сложным минеральным составом породообразующих веществ, включая высокое содержание глинистых минералов;

• сложной структурой порового пространства;

• многофазной насыщенностью в пределах одного пластопересечения.

Из-за трудностей количественной оценки по геофизическим данным параметров тонких пластов к сложным коллекторам следует отнести также все коллекторы толщиной менее 1,5 м.

При традиционном аппаратурном и методическом обеспечении геофизических исследований все под счетные параметры (эффективная толщина - hэф, коэффициенты пористости - Кп и нефтегазонасыщенности - Кнг) в абсолютном большинстве случаев могут быть определены только в пластах и прослоях толщиной hэф > 1,5 м. В пластах меньшей толщины (1,5 м > hэф > 0,5 м) по материалам ГИС определяют эффективные толщины и коэффициенты пористости; коэффициенты нефтегазонасыщенности могут быть уверенно установлены в отдельных случаях в коллекторах без проникновения или с малой (D/d < 2) глубиной проникновения. Для тонких одиночных пластов (0,5 м > hэф > 0,2 м) по кривым ГИС устанавливается только hэф, количественные определения других параметров практически невозможны.

Как уже отмечалось выше, изложенное относится к случаю использования традиционного комплекса ГИС со стандартным разрешением. Применение высокоразрешающих методов ГИС в первую очередь, каротажных акустических и электрических микросканеров (FMS, FMI и др.) позволяет выделять в разрезе пласты толщиной до первых сантиметров.

По характеру смачиваемости поверхности твердой фазы различают коллекторы гидрофильные, гидрофобные и частично гидрофобные. У последних лишь часть поверхности твердой фазы избирательно смачивается водой.

Еще раз укажем, что выделение коллекторов любого типа проводится с использованием установленных для них прямых качественных признаков или количественных критериев.

Прямым качественным признаком коллектора является проникновение фильтрата ПЖ в пласты, которое устанавливается по данным ГИС и является следствием движения пластовых флюидов в поровом пространстве породы. Очевидно, что прямой информацией о наличии коллекторов в разрезе является получение притоков пластовых флюидов при опробовании и испытании пластов, в том числе приборами на каротажном кабеле. Прямые качественные признаки используются как для непосредственного выделения коллекторов в разрезах скважин, так и для обоснования количественных критериев.

Под количественными критериями коллекторов понимают величины фильтрационно-емкостных (Kп, Kпp и др.) или соответствующих им геофизических (бпс, ?t, W, у, ?Jг и др.) характеристик, по которым на статистическом уровне пласты разделяются на проницаемые и непроницаемые, т.е. на коллекторы и неколлекторы.

Определение эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин включает выделение коллекторов, оценку характера их насыщенности и положений газонефтяного, водонефтяного или газоводяного контактов (ГНК, ВНК и ГВК соответственно) между пластовыми флюидами.

Границы пластов-коллекторов устанавливаются по диаграммам геофизических методов согласно общеизвестным правилам, описанным в учебниках и справочниках по интерпретации, а также в соответствующих руководствах по методам ГИС.

Кривые большинства методов ГИС (ПС, БК, ИК, ДК, АК, ЯМК) симметричны. На этих кривых интервалы в которых амплитуда регистрируемого параметра изменяется от значений во вмещающих породах до значения в пласте-коллекторе, равны длине зонда. Границы пласта соответствуют серединам этих интервалов.

В методах РК (ГК, НК, ГГК) при применении аппаратуры для аналоговой записи кривые асимметричны, сдвинуты в направлении движения прибора за счет влияния интегрирующей ячейки. Границы пластов толщиной более 1 м необходимо определять по началу крутого подъема и спуска кривой. Вместо этого иногда авторы отчетов с подсчетом запасов допускают отступления от этого правила и проводят границы пластов по середине интервалов спуска и подъема кривой, что приводит к досадным ошибкам (иногда значимым) при определении толщин выделенных коллекторов.

1.2 Выделение коллекторов по качественным признакам

Среди видов ГИС, применяемых при изучении вскрытых скважиной горных пород, наибольшей информативностью и достоверностью при выделении в изучаемом разрезе проницаемых интервалов, т.е. пластов-коллекторов, обладают так называемые прямые методы исследования пласта ОПК и ГДК. Факт получения из пласта флюида в любом количестве и измерения пластового давления аппаратурой ОПК и ГДК является прямым доказательством наличия коллектора независимо от геофизической характеристики пласта. Неполучение притока флюида из пласта при ОПК и ГДК в случае благоприятной геофизической характеристики не является достаточным основанием для отнесения пласта к неколлектору. В таких случаях требуется проведение дополнительных (повторных) исследований.

К сожалению, прямые исследования в нашей стране, за исключением отдельных регионов (Якутия. Республики Башкортостан и Татарстан, Астраханская и Оренбургская области, шельф о. Сахалин), практически не применяются или применяются крайне редко (Западная Сибирь), поэтому на практике повсеместно для выделения коллекторов используется комплекс качественных (прямых и косвенных) признаков, а также количественные критерии.

Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательством является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования (или расформирования) зон проникновения; эти факты в большинстве случаев являются достаточным признаком коллектора.

Признаками проникновения по данным ГИС являются:

• сужение диаметра скважин, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;

• радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований:

• изменение показаний методов ГИС, выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения.

В коллекторах со сложной структурой пустотного пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам и фиксирующим формирование зоны проникновения при:

• повторных измерениях во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины (методика временных измерений);

• измерениях на ПЖ с различными физическими свойствами (методика двух ПЖ с различной минерализацией, методики с закачкой активированных меченных жидкостей);

• направленном воздействии на пласты путем создания дополнительной репрессии (методика "каротаж-репрессия-каротаж") или депрессии ("каротаж-испытание-каротаж").

В обсаженных скважинах прямые качественные признаки устанавливаются при повторных измерениях стационарными импульсными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующих о расформировании во времени зоны проникновения.

Весьма информативными для выделения коллекторов являются также данные ГТИ (данные механического каротажа, расходометрии, газового каротажа и результаты анализа шлама и керна).

Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:

• аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление ПЖ больше сопротивления пластовой воды, и положительные при их обратном соотношении);

• низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК):

• показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые:

• затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже. Косвенные качественные признаки отражают присутствие, но не движение в исследуемой породе свободных флюидов. Например, показания ядерно- магнитного каротажа, превышающие фоновые, с равным успехом могут характеризовать сообщающиеся и несообщающиеся между собой поры и каверны. Увеличенное затухание упругих волн при акустическом каротаже может быть вызвано присутствием в породах открытых либо залеченных трещин и каверн и т.п.

В общем случае выделение коллекторов по качественным признакам следует проводить по совокупности прямых признаков, указывающих на наличие проникновения фильтрата ПЖ в пласты, с использованием косвенных качественных признаков.

Для исключения присутствующих в выделенных пластах-коллекторах тонких плотных высококарбонатных или глинистых непроницаемых прослоев привлекаются данные всего имеющегося комплекса ГИС (МК, БМК, БК, ГК, НК, АК).

Эффективность выделения коллекторов по прямым качественным признакам существенно зависит от времени между разбуриванием и исследованием разреза, а также от ряда технологических и геологических факторов, к которым прежде всего следует отнести величину репрессии на пласт и свойства ПЖ. Эффективность снижается при низкой водоотдаче ПЖ, в разрезах с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) или при бурении на равновесии (репрессия на пласт близка к нулю). Снижается эффективность выделения коллекторов по прямым качественным признакам и на газовых месторождениях с высотой залежей в сотни метров, где в приподнятых участках залежей репрессии значительно ниже, чем вблизи ГВК (или ГНК).

Известны факты отсутствия прямых признаков проникновения против высокопроницаемых коллекторов в длительно бурящихся скважинах вследствие кольматации пластов глинистыми частицами, а также гематитом и магнетитом при применении утяжеленных промывочных жидкостей. Кольматация пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами происходит медленнее, и они дольше сохраняют признаки коллекторов.

В породах с пластовыми водами хлоркальциевого типа, разбуривающихся на промывочных жидкостях с добавками карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), со временем проникновение фильтрата ПЖ в коллекторы прекращается вследствие появления в порах нерастворимого осадка, образующегося при взаимодействии пластовой воды с КМЦ; более того, существовавшие вначале корки исчезают. Скорость образования осадка зависит от интенсивности фильтрации, концентрации КМЦ и содержания воды в порах. Например, в скважинах Ботуобинского нефтегазоносного района (Якутия), бурящихся на рассолах, исчезновение шламовых корок против низкопористых водонасыщенных коллекторов наблюдается в первые 5 суток после их вскрытия. Против водонасыщенных высокопористых (Кп = 16 - 24%) коллекторов корки сохраняются до 25 суток. В продуктивных коллекторах процессы закупорки происходят более медленно вследствие малых величин остаточной водонасыщенности Kво.

Рассмотрим более детально возможности и эффективность для выделения коллекторов вышеперечисленных прямых качественных признаков и методики их установления.

1.2.1 Наличие глинистой (шламовой) корки

Фильтрация в пласты ПЖ имеет следствием образование глинистых или шламовых корок. Если образующиеся корки вызывают заметное уменьшение диаметра скважины по сравнению с номинальным, то наличие корок легко устанавливается на кривых кавернометрии или профилеметрии.

Толщина глинистой корки зависит от качества ПЖ: чем больше водоотдача ПЖ, тем толще корка. При водоотдаче 6-8 см³/30 мин толщина корки обычно превышает 1 - 2 см. Шламовые корки, которые образуются при бурении скважин на неглинистых ПЖ, более рыхлые; их толщина достигает 3 - 5 см.

Судить о наличии корок затруднительно в интервалах с увеличенным диаметром скважины, например, против рыхлых или сильно трещиноватых выкрашивающихся разностей.

Уменьшение диаметра скважины не является признаком коллектора в интервалах образования сальников против пластичных глинистых пород, в призабойной зоне с осевшими шламовыми частицами и против тонких уплотненных прослоев, расположенных в толще коллектора, против которых происходит "размазывание" корки в ходе спуско-подъемных операций в процессе бурения.

Отсутствие глинистых или шламовых корок при наличии других признаков и критериев коллектора не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам, так как оно может быть следствием прекращения проникновения фильтрата ПЖ в коллекторы по ряду перечисленных выше технологических и геологических причин.

1.2.2.Наличие положительных приращений на кривых микрокаротажа

Превышение показаний микропотенциал-зонда (МПЗ) над показаниями микроградиент-зонда (МГЗ). именуемое положительным приращением, обусловлено наличием корки. Поэтому положительные приращения на диаграммах МК являются надежным признаком коллектора в той мере, насколько надежен признак наличия корки.

При использовании данных МК необходимо обращать внимание не только на наличие или отсутствие положительных приращений, но и на абсолютные величины измеренных зондами МК кажущихся сопротивлений рк. При высоких рк начинает проявляться нелинейность аппаратуры, причем для МГЗ она возникает при меньших рк, чем для МПЗ. По этой причине положительные приращения иногда наблюдаются против плотных прослоев неколлекторов с высоким сопротивлением.

Верхний предел диапазона сопротивлений, в котором обеспечивается линейность измерений рл. обоими зондами МК, для каждого прибора определяется при его эталонировке. Для современной цифровой аппаратуры он достигает 50 - 60 Ом-м, для ранее выпускавшейся аналоговой аппаратуры он был значительно ниже и во многих случаях составлял 15 - 20 Ом-м.

С особой предосторожностью следует использовать данные МК в неоднородных коллекторах, содержащих тонкие плотные прослои. При большой толщине корки (более 2 см), а также в случае неплотного прижатия башмака микрозонда к стенке скважины уплотненные прослои могут не отмечаться на кривых МК.

Положительных приращений на кривых МК может не быть при бурении скважин на технической золе в условиях отсутствия корок и в скважинах, пробуренных на минерализованных ПЖ (рс < 0,2 Ом*м). В последнем случае показания обоих зондов против коллекторов отличаются несущественно вследствие близости удельных сопротивлений корки и промытой зоны. Однако, в ряде случаев в скважинах с минерализованной ПЖ при тонких корках и неглубоких зонах проникновения получают кривые МК удовлетворительного качества, поэтому эффективность МК для выделения коллекторов должна проверяться в конкретных геологотехнических условиях.

1.2.3 Наличие радиального градиента сопротивлений

Изменение удельного электрического сопротивления (УЭС) пород в радиальном направлении обусловлено проникновением фильтрата ПЖ в пласт и поэтому является однозначным признаком коллектора. Наличие радиального градиента сопротивлений устанавливается сравнением показаний однотипных зондов с разным радиусом исследований (БКЗ, ВИКИЗ, многозондовые установки БК и ИК) или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов БМК-БК-ИК. При использовании данных БМК нельзя забывать, что верхний динамический диапазон УЭС, измеряемых при БМК, ограничен. Для ранее выпускавшейся отечественной аппаратуры БМК он составлял 150 - 200 Ом*м; для современной цифровой аппаратуры он значительно выше и достигает 800 - 1000 Ом*м.

Если кривые названных методов зарегистрированы (или перестроены) в одинаковом масштабе кажущихся сопротивлений рк, показания зондов исправлены за влияние скважины и кривые совмещены между собой, что легко осуществимо в компьютеризированных системах обработки, то коллекторы довольно наглядно выделяются визуально по расхождению показаний разноглубинных зондов при условии, что в породах-неколлекторах показания зондов совпадают (рис. 1.1). При наличии в пределах коллекторов плотных прослоев эффективность БКЗ снижается из-за влияния экранирования.

Формирование радиального градиента сопротивлений зависит от многих факторов, в том числе от свойств ПЖ и сроков проведения каротажа. В разные сроки проведения каротажа можно получить разные радиальные градиенты. Нередки случаи, когда в одних и тех же продуктивных пластах при более ранних измерениях фиксируется четкое понижающее проникновение, затем - нейтральное, а при более поздних измерениях - ярко выраженное повышающее проникновение.

Рис. 1.1. Выделение коллекторов по качественным признакам

При бурении на ПЖ с высокой водоотдачей и проведении каротажа через большой промежуток времени после вскрытия пластов бурением могут образовываться очень глубокие зоны проникновения. В таких случаях радиальный градиент может быть вообще не зафиксирован. Подобная картина наблюдается также в случаях нейтрального проникновения, когда УЭС зоны проникновения и неизмененной части пласта одинаковы. Поэтому наличие градиента является качественным признаком коллектора, но отсутствие радиального градиента сопротивлений по данным ГИС. полученным при статических скважинных условиях, не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам, особенно при благоприятной геофизической характеристике, т.е. при наличии косвенных качественных признаков (отрицательная аномалия на кривой ПС, низкие показания на кривой ГК и др.).

Следует отметить один фактор, который не связан с проникновением, но при определенных условиях может приводить к появлению радиального градиента сопротивлений. Фактор этот связан с отсутствием теплового равновесия в системе "скважина-пласт". Охлаждение пород в приствольной зоне в процессе бурения создает температурную воронку в радиальном направлении, что может приводить к появлению ложного эффекта повышающего проникновения даже в непроницаемых пластах. Вопросы эти изучены пока весьма слабо. Известно, что по сравнению с глинами, а также плотными и водонасыщенными терригенными и карбонатными породами нефтегазонасыщенные породы характеризуются значительно меньшей теплопроводностью (в 2 раза и более). Следовательно, можно полагать, что в продуктивных пластах влияние этого фактора не должно быть существенным.

Таким образом, установленный факт наличия радиального градиента сопротивлений можно использовать в качестве признака коллектора при условии, что в явных породах-неколлекторах наличие градиента не отмечается.

1.2.4 Повторные измерения сопротивлении

Данные однократных измерений УЭС разноглубинными зондами ЭК или ЭМК при статических скважинных условиях не всегда лают однозначный ответ о наличии или отсутствии коллекторов в изучаемом интервале разреза. Достоверность выделения коллекторов любого типа повышается при выполнении измерений УЭС по специальным методикам, основанным на фиксации протекания динамических процессов формирования или расформирования зон проникновения во времени. Такие исследования обычно проводят для выделения сложнопостроенных коллекторов. В разрезах с простыми поровыми коллекторами они применяются редко, однако их роль бывает решающей при обосновании граничных количественных критериев коллекторов и изучении неоднородных и глинистых пластов.

Для повторных измерений УЭС чаще всего применяют БК и иногда БМК (в скважинах с электропроводящими ПЖ), а также ИК (в скважинах с электронепроводящими ПЖ). При анализе материалов повторных измерений УЭС необходимо учитывать время контакта пластов с ПЖ до первого измерения (t1) и между измерениями (t2), состояние ствола скважины при первом и последующих замерах, параметры ПЖ (особенно ее сопротивление, водоотдачу и плотность), состояние скважины за период между замерами (бурение или испытание, простаивание, ликвидация поглощений и применяемые при этом технологии, проработка ствола и т.д.). Для учета скважинных условий при каждом измерении УЭС пород выполняют также замеры каверномером (или профилемером, что важно при применении БМК) и скважинным резистивиметром. Для исключения влияния различного рода аппаратурных помех первые и повторные измерения УЭС желательно выполнять одним и тем же комплектом скважинной и наземной аппаратуры.

Коллекторы при повторных измерениях УЭС выделяются по закономерному изменению во времени или после направленного воздействия на пласты показаний применяемых методов, исправленных за влияние скважинных условий измерений. При этом против явно непроницаемых глинистых и плотных пластов исправленные за условия измерений показания должны остаться неизменными.

В отечественной практике опробованы с положительными результатами и применяются различные методики повторных измерений УЭС. Они перечислены в начале данного раздела. Рассмотрим особенности этих методик.

Повторные измерения сопротивлений во времени при сохранении всех свойств ПЖ в стволе скважины - методика временных измерений. Эти исследования применяются широко, поскольку не требуют специальной подготовки скважин. Характер изменений сопротивлений во времени существенно различен при бурении скважин на минерализованной (рф = рв) и пресной (рв > 5рв) жидкостях.

При вскрытии на высокоминерализованной жидкости водонасыщенные коллекторы не отмечаются изменениями сопротивлений независимо от времен t1 и t2. Нефтегазонасыщенные коллекторы обычно характеризуются уменьшением сопротивлений, что обусловлено снижением Кн в зоне проникновения за время между измерениями. Благоприятные условия для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов создаются при выполнении первого измерения вскоре после вскрытия пластов (малое значение t1) и второго измерения - при большом времени t2 между измерениями.

Кривые повторных измерений БМК неэффективны для выделения коллекторов независимо от времени проведения первого измерения. Промытая зона успевает сформироваться через 1 - 2 сутки после разбуривания проницаемого пласта, и ее неизменяемое в дальнейшем сопротивление измеряется зондом БМК уже при первом каротаже. При последующих повторных измерениях показания БМК изменяются мало или не изменяются совсем.

При вскрытии на пресной жидкости водонасыщенные коллекторы характеризуются увеличениями сопротивлений, что обусловлено уменьшением содержания невытесненной пластовой воды в зоне проникновения в период между измерениями.

Нефтегазонасыщенные коллекторы чаще также отмечаются увеличениями pзп особенно при невысоком значении Кпг и высоком сопротивлении фильтрата (pф > 0,5 Ом*м). Однако возможно уменьшение р,л этих пластов или его незначительное изменение.

При очень продолжительном контакте пород с пресными ПЖ отмечаются случаи, когда сопротивление увеличивается во времени в породах-коллекторах вследствие диффузного опреснения пластовой воды на значительную глубину по отдельным маломощным проницаемым прослоям. При позднем проведении измерений зоны проникновения в таких случаях не обнаруживаются.

Эффективность выделения коллекторов зависит от времени проведения измерений, которое устанавливают опытным путем. Целесообразно проводить первый замер вскоре после вскрытия пластов бурения. а второй - по окончании бурения скважины.

Повторные измерения сопротивлений при различной минерализации ПЖ - методика двух ПЖ. Экспериментально доказано, что принципиально безразлично, в какой последовательности изменяется сопротивление ПЖ в скважине: вначале пресная жидкость. а затем минерализованная, или наоборот. Эффективность выделения коллекторов определяется, в основном, различием в свойствах ПЖ и временами t1 и t2 проведения измерений.

Когда первое измерение выполняют на пресной, а повторное на минерализованной ПЖ, то против проницаемых пластов, независимо от типов и величин пористости, характера насыщенности и степени трещиноватости, обычно отмечается уменьшение сопротивлений при повторном измерении. Однако, иногда при втором измерении, выполненном после осолонения ПЖ, отмечаются увеличения сопротивлений против пластов-коллекторов. Это может наблюдаться, когда повышение минерализации ПЖ произошло спустя длительное время после первого измерения, а второе измерение выполнено вскоре после осолонения. При этих условиях коллекторы выделяются и повышением, и понижением сопротивлений, а различный характер измерений рзп отражает особенности строения коллекторов. Повышениями сопротивлений характеризуются коллекторы гранулярно-кавернового типа, в которые вследствие низкой проницаемости не успел глубоко внедриться минерализованный фильтрат, а рост рзп произошел за время контакта пород с пресной жидкостью после первого измерения. Снижением рзп характеризуются коллекторы с развитой трещиноватостью независимо от их общей пористости, минерализованный фильтрат в которые проникает в течение короткого промежутка t2.

Когда первое измерение выполняют на минерализованной, а второе на пресной ПЖ, все проницаемые пласты независимо от величин и типов пористости и характера насыщенности выделяются увеличениями сопротивлений на кривых повторных измерений. Увеличение тем больше, чем выше отношение сопротивлений ПЖ и больше промежутки времени t1 и t2.

Общим правилом применения методики двух ПЖ является выполнение первого измерения непосредственно перед изменением свойств ПЖ в скважине, а второго измерения - как можно позже после замены ПЖ. Удельное сопротивление минерализованной ПЖ должно быть близким к сопротивлению pп пластовых вод, а сопротивление пресной ПЖ должно превышать pв не менее чем на порядок.

Повторные измерения сопротивлений при направленном воздействии на маеты путем создания дополнительной репрессии или депрессии - методики «каротаж-репрессия-каротаж» и «каротаж- испытание-каротаж». Измерения с нагнетанием ПЖ в пласты (методика «каротаж-репрессия-каротаж») выполняют непосредственно перед созданием избыточного давления в 2 - 5 МПа на устье скважины и как можно быстрее после снятия давления и освобождения устья. Существуют разнообразные варианты методики, различающиеся тем, на какой - пресной или минерализованной - жидкости бурилась скважина и жидкость какого сопротивления нагнетается в пласт. Общим правилом для них является условие, что нагнетаемая жидкость (чаще всего порция свежей промывочной жидкости с известными свойствами, доставленная в исследуемый интервал через буровую колонну без долота) должна обладать максимальной водоотдачей и отличаться по удельному сопротивлению в 5 - 10 раз от пластовой воды и жидкости, на которой бурилась скважина.

Эффективность измерений для выделения коллекторов повышается с увеличением перепада давлений на пласты и объемов внедрившейся в них жидкости. Проницаемые пласты выделяются увеличением сопротивлений, если нагнетается пресная жидкость, или их уменьшением - если нагнетается минерализованная вода. В последнем случае водонасыщенные коллекторы не выделяются. С учетом небольших объемов нагнетаемых жидкостей (6 -10 м³) и малых сроков проведения всех операций по закачиванию жидкости и проведению ГИС, более четкие признаки проникновения получают на кривых БМК по сравнению с кривыми БК.

Измерения по методике "каротаж-испытание-каротаж" выполняют до и после испытания исследуемого интервала пластоиспытателем на трубах ИП. Проницаемые интервалы характеризуются при этом изменениями сопротивлений за счет поступления пластовых флюидов к стенке скважины и, как следствие, расформирования зоны проникновения.

Положительные результаты по этой методике достигаются для неглубоко залегающих (800 - 1200 м) отложений при условии, что второе измерение выполняется не позже чем через 8 часов после проведения испытаний. В скважинах глубиной более 2500 - 3000 м при бурении на ПЖ повышенных плотности и водоотдачи за время подъема ИП и спуска геофизического прибора в испытанном интервале обычно успевает восстановиться зона проникновения с теми же параметрами, которые были до испытания. По этой причине положительные результаты достигаются в единичных случаях.

Эффективность выделения коллекторов по этой методике повышается, если используется автономная аппаратура БК и БМК, монтируемая непосредственно в сборке ИП. Такой комплекс позволяет обнаружить изменение сопротивлений при исследовании коллекторов различной проницаемости даже в случае интенсивного восстановления зоны проникновения после снятия депрессии. К сожалению, такие исследования проводятся крайне редко, поскольку автономная аппаратура БК и БМК серийно пока не выпускается.

1.2.5 Повторные измерения ГК при принудительном задавливании в пласты индикаторной (меченой) жидкости, содержащей растворенные вещества с повышенной естественной радиоактивностью, - методика "ГК-активация-ГК"

Методику применяют для выделения коллекторов в разрезах, в которых широко распространены сложнопостроенные коллекторы. В качестве активаторов используют радон либо короткоживущие изотопы натрия, приготовленные на базе либо непосредственно на скважине.

Технология исследований и работ в скважинах с мечеными жидкостями описана в новой «Технической инструкции», а также в соответствующих методических документах, указанных выше.

Выделение поглощающих пластов (коллекторов) ведут по аномалиям гамма-активности, появившимся в результате контролируемого воздействия и превышающим погрешность измерений более чем в два раза. Отсутствие таких аномалий против заведомо непроницаемых пород (ангидритов, глин и т.п.) является критерием достоверного выделения коллекторов.

Наиболее широко применяется методика "ГК- активация-ГК" с использованием радона, получившая название ИМР (индикаторный метод по радону). В промышленных масштабах ИМР применялся на месторождениях Тенгиз (Казахстан) и Памятно-Сасовское (Волгоградское Правобережье). При подсчете запасов этих месторождений данные ИМР были основными при обосновании hэф,н по скважинам. В частности, на Памятно-Сасовском месторождении исследования ИМР были выполнены в большинстве пробуренных скважин. По полученным данным ИМР в продуктивной рифогенной толще евлановско-ливенского горизонта нигде не было зафиксировано непроницаемых интервалов (рис. 1.2), что при подсчете запасов позволило рассматривать всю нефтенасыщенную толщу как единую гидродинамическую систему.

Особую ценность представляют данные ИМР при выделении сложнопостроенных карбонатных коллекторов с низкими емкостными свойствами или с повышенной гамма-активностыо (в случае отсутствия замеров спектрометрического ГК), при выделении коллекторов в тонкослоистых разрезах, представленных чередованием карбонатных и терригенных разностей с различной степенью глинистости и карбонатности, а также при оценке экранирующих свойств пород-покрышек.

В качестве примера на рис. 1.3 представлены результаты изучения по ИМР карбонатных отложений с низкими емкостными свойствами. В разрезе преобладают известняки с общей пористостью менее граничного значения 7%, установленного в данном районе для поровых коллекторов. Тем не менее все пласты по ИMP характеризуются высокими гамма-аномалиями, превышающими уровень естественной гамма-активности в десятки раз, что свидетельствует об их проницаемости, обусловленной трещинами.



Рмс. 1.2. Выделение проницаемых интервалов по ИМР в евлановско-ливенских отложениях (скв. 6-Платовская Памятно-Сасовского месторождения)

Рис. 1.3. Выделение коллекторов по ИМР в карбонатных отложениях с низкими емкостными свойствами (скв. 13 Демьяновского месторождения)

Рис. 1.4. Характеристика покровных опиожений по ИМР (скв. 7-Памятная)

Пример оценки по данным ИМР экранирующих свойств покрышек приведен на рис. 1.4. На первом этапе разведки Памятно-Сасовского месторождения предполагали, что покрышкой нефтяной залежи в евлановско-ливенских отложениях является преимущественно глинистая уметовско-линевская толща. Однако исследования ИМР показали, что эта толща не может быть экраном нефтяной залежи. Истинной покрышкой (флюидоупором) для этой залежи является подошвенная часть задонского горизонта, в которой не выявлено признаков проникновения индикаторной жидкости (ИЖ). Проницаемость пород покрышки не превышает 10^-3 мД, поскольку при изучении пород с проницаемостью менее 10^-3 мД концентрация радона в ИЖ 10^-5 Кг/л, обычно используемая при ИМР, уже не обеспечивает значимого приращения интенсивности гамма-излучения.

1.2.6 Повторные измерения НК при задавливании в пласты жидкости, содержащей вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, - методика "НК-активация-НК"

По своему назначению, технологии проведения исследований и способу выделения коллекторов методика ^«НК-активация-НК» аналогична вышеописанной. На практике она применяется довольно редко. Положительный опыт использования методики накоплен при выделении сложнопостроенных коллекторов в карбонатных отложениях Пермской области.

В качестве веществ с аномальными нейтронопоглощающими свойствами применяют воднорастворимые соединения (соли) бора или кадмия. По данным работы для качественного выделения проницаемых зон с эффективной пористостью 1% требуются растворы с концентрацией бора 4 г/л при Кп = 2% и 15 г/л при Кп = 20%. Соответствующие концентрации кадмия должны быть в 3 раза выше. При большей величине Кп,эф требуемые концентрации уменьшают обратно пропорционально величине Кп,эф.

Описанные способы повторных измерений РК (ГК и НК) с применением активаторов весьма эффективны для выделения коллекторов любого типа.

1.2.7 Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе

Промышленное применение получили ПЖ на нефтяной основе двух типов - безводные (известково- битумные - ИБР) и водоуглеводородные инвертные (обращенные) эмульсии - ВИЭР. Содержание воды в безводных жидкостях не превышает 2 - 5%, а в инвертных эмульсионных может достигать 60%. Даже при высоком содержании воды жидкости всех типов на нефтяной основе имеют низкую (часто нулевую) водоотдачу, обладают высокой условной вязкостью (до ISO секунд и более), высоким (практически бесконечным) удельным электрическим сопротивлением и достаточно свободно отдают фильтрат в пористо-проницаемые пласты. Фильтратом обычно является неполярная углеводородная жидкость; в отдельных случаях наблюдается также внедрение в породу неразрушенной водонасыщенной эмульсии.

Исследования в скважинах, пробуренных на ПЖ с нефтяной основой, и интерпретация полученных материалов имеют некоторые отличия от исследований (и интерпретации материалов) в скважинах, бурящихся на обычных ПЖ. В практике бурения наметились два подхода к проведению геофизических исследований в скважинах, бурящихся на жидкости с нефтяной основой: первый, когда исследования выполняются только на этой жидкости, и второй, когда ГИС проводят дважды - при заполнении скважины жидкостью с нефтяной основой и после ее замены (иногда с расширением ствола скважины) на обычную ПЖ с водной основой.

Основное отличие комплекса ГИС для скважин с электронепроводящей ПЖ - существенное ограничение методов ЭК. В таких скважинах выполняют только ЭМК (ИК, ДК). В остальном комплексы ГИС включают те же методы и их модификации, что и комплексы ГИС для скважин с ПЖ на водной основе.

Выделение коллекторов по данным ГИС, выполненных в скважинах с ПЖ на нефтяной основе, затруднено из-за отсутствия прямых качественных признаков. Их уверенное выделение возможно при проведении ГИС последовательно на ПЖ с нефтяной и водной основой, что является своеобразной модификацией методики двух ПЖ.

При вскрытии разрезов на ПЖ с нефтяной основой, особенно при вскрытии на ИБР, против коллекторов образуется очень тонкая непроницаемая битумная корка, которая препятствует образованию глубоких зон проникновения. Нефть и газ, присутствующие в прискважинной зоне продуктивных пластов, оказывают существенное влияние на показания ИК. ДК. НК, ИННК, ГГКП и АК по затуханию; меньшим изменениям подвержены показания АК по скорости. После замены

ИБР и заполнения скважины промывочной жидкостью на водной основе и при снятии битумной корки при проработке или расширении ствола скважины в проницаемые породы проникает водный фильтрат промывочной жидкости. В газонасыщенных коллекторах проникновение должно проявить себя изменениями показаний большинства перечисленных видов каротажа, в нефтенасыщенных - части из них (ИК, ДК, ИННК).

Как и в обычной методике двух ПЖ, коллекторы выделяют по расхождениям кривых, записанных при ПЖ с разной основой. Успешному решению задачи выделения коллекторов способствует также возможность выполнения разноглубинных видов ЭК после замены ПЖ электронепроводящей с нефтяной основой на электропроводящую с водной основой.

При использовании материалов ГИС, полученных после замены ПЖ, необходимо обращать внимание на то, как проводилась замена ПЖ и какие операции проводились в скважине в промежутке времени между окончанием замены ПЖ и выполнением ГИС (проработка, расширение ствола и т.п.). При спокойной (без проработки и расширения ствола) смене ПЖ битумная корка против коллекторов на стенках скважины может сохраниться. Выполнение ГИС сразу же после такой замены не даст ожидаемого эффекта. Мало того, будут искажены (завышены и "изрезаны") показания микрометодов с прижимными башмаками (МК, БМК), занижены амплитуды ПС против продуктивных пластов. Так, опыт работ на Туймазинском месторождении показал, что после удаления битумной корки амплитуда ПС против нефтенасыщенных песчаников возрастала в 1.5 - 2 раза, а против водонасыщенных не изменялась. Поэтому ГИС после замены ПЖ целесообразно проводить дважды - сразу после замены, а затем после снятия битумной корки, что наилучшим образом достигается путем расширения ствола скважины после замены ПЖ.

Полученные таким образом данные ГИС в сочетании с данными, полученными при заполнении ствола скважины ПЖ на нефтяной основе, весьма эффективны для выделения коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе. Кроме того, что особенно важно, эти данные вместе с результатами исследования керна (в скважинах на безводных ПЖ обычно реализуется сплошной отбор керна) являются надежной основой для обоснования количественных критериев выделения коллекторов, определения положения контактов между флюидами, обоснования методик определения Kнг, и оценки достоверности определяемых по данным ГИС величин Kнг.

1.2.8 Выделение коллекторов по повторным замерам ПС при цементных заливках

В основе способа лежит обнаружение интервалов смещения кривой ПС на повторных замерах после цементных заливок.

Чаще всего цементные заливки назначают для изоляции проницаемых трещиновато-кавернозных пород, интенсивно поглощающих ПЖ, и глинистых интервалов, склонных к размывам и обвалообразованиям. В интервалах заливок цемент внедряется в породы с высокими коллекторскими свойствами, прежде всего в кавернозно-трещинные, трещинные и закарстованные, образуя в них зоны кольматации пород цементными частицами. В интервалах с увеличенными диаметрами на стенках скважины образуется непроницаемая цементная корка ("цементный стакан").

Выделению коллекторов способствует одна важная особенность цементного камня - его аномально низкая электрохимическая активность. Поэтому внедрение цемента в проницаемые породы, образование цементной корки или заполнение цементом каверн в стволе скважины вызывают смещение кривой ПС в область отрицательных значений. Смещение тем значительнее, чем больше цемента присутствует на данном участке скважины. Фактически на кривых ПС величина смещения изменяется от -5 до -75 мВ при наиболее часто встречающихся значениях в 10 - 20 мВ при рс > 0,5 Ом*м. Сдвиг в область отрицательных значений увеличивается с ростом числа трещин и каверн, однако четкой связи между величиной сдвига и вторичной пористостью не установлено. В гранулярных породах кривые ПС не изменяются, так как глубина проникновения глинистых и цементных частиц в межзерновые поры незначительна, вследствие чего за незначительной по глубине зоной кольматации находятся только фильтрат ПЖ и невытесненные пластовые флюиды.

Искажения кривых ПС. вызванные внедрением цемента в породы, позволяют установить интервалы залегания высокопроницаемых трещинно-каверновых коллекторов. Лучшие результаты получают по кривым повторных замеров ПС, выполненных на ПЖ с рс > 0,5 Ом-м до цементной заливки и после разбуривания мостов. При высокой минерализации ПЖ (кривая ПС слабо дифференцирована), при неоднородном сопротивлении ПЖ по стволу скважины и при изменяющемся по разрезу сопротивлении пластовых вод выделение трещиновато-кавернозных пород с проникшим в них цементом по повторным замерам ПС затруднено или невозможно.Размещено на http://www.allbest.ru/

1.2.9 Выделение коллекторов по данным ГИС, выполняемых в обсаженных скважинах

В скважинах, обсаженных стальной колонной, выделение коллекторов возможно по повторным измерениям стационарными (НГК, ННК) и импульсными (ИННК) видами нейтронного каротажа. В скважинах с обсадкой продуктивного интервала неметаллической стекловолоконной колонной необходимо выполнение более полного комплекса ГИС, включающего, помимо НК, также АК, ДК, ИК. Выделение коллекторов основано на фиксации при временных измерениях названными методами изменений соответствующих параметров прискважинной части пласта (водородо- и хлоросодержания, водо- насыщенности, удельного сопротивления) в процессе расформирования зоны проникновения, что аналогично временным измерениям в открытом стволе при формировании зоны проникновения.

Временные исследования в обсаженных скважинах в большинстве районов проводят с целью оценки характера насыщенности коллекторов, выделенных по данным ГИС до спуска колонны, определения положения газожидкостных контактов и контроля за перемещением водонефтяных и газожидкостных контактов в ходе разработки нефтяных и газовых месторождений.