Промышленная геофизика на примере Южно-Осташковичского месторождения

При интерпретации ГИС в скважинах с диаметром < 140мм (вторые стволы) также имеются проблемы с определением пористости по данным НГК в связи с отсутствием эмпирических палеточных зависимостей для малых диаметров.

Для более достоверного определения коэффициента пористости по вторым стволам предполагается замена морально устаревшей аппаратуры нейтронного-гамма каротажа на приборы нейтронного каротажа “РИАЛОГ”, осуществляющих запись сразу в единицах пористости. См приложение №1.

Технология интерпретации и определения текущей нефтенасыщенности коллекторов при контроле разработки нефтяных месторождений по данным ИННК

Одной из наиболее сложных задач нефтепромысловой геофизики и геологии остается контроль текущей нефтенасыщенности разрабатываемых пластов. Эта задача во многих случаях не получила достаточно надежного и однозначного решения. Особенности определяются условиями проведения работ и состоянием объекта исследований. Здесь имеется в виду необходимость проведения исследований через обсадную колонну, цементное кольцо, а также весьма сложный, зависящий от большого числа различных факторов, процесс изменения физических свойств разрабатываемого объекта. Возможности комплекса ГИС и его информативность при изучении свойств горных пород и,особенно, состояние флюидонасыщенности в обсаженных скважинах значительно снижаются. Как правило, информационные возможности ГИС для решения рассматриваемой задачи связываются с применением импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК), углеродно-кислородного каротажа и в меньшей степени волнового акустического каротажа. В качестве дополнительной информации должны использоваться методы термометрии, гамма-каротажа, гамма-спектрометрии. Используемые методы не являются универсальными и, как правило, используются для решения узкого круга задач в определенном диапазоне коллекторских свойств исследуемых объектов и условий разработки. Расширение возможностей методов связано с улучшением качества проводимых исследований, петрофизическим обеспечением и привлечением промысловой и геофизической информации, получаемой в процессе разработки месторождений. В настоящем отчете рассматривается возможность определения текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов, обсаженных колоннами. Технология основана на интерпретации данных ИННК.

Данные ИННК позволяют при благоприятных геологических и техногенных условиях решать следующие геолого-промысловые задачи:

-определение текущего положения водонефтяного, газонефтяного контактов, или наличие газовой шапки;

-выделение обводненных интервалов продуктивных пластов, с расчетом коэффициента текущей нефтенасыщенности, необходимого при оценке остаточных запасов разрабатываемых залежей;

-уточнение литологического состава и определение степени сульфатизации нефтенасыщенных коллекторов.

Применительно к нефтяным залежам, физическими основами решения перечисленных задач методом ИННК является различие хлоросодержания в нефтяных и обводненных пластах. Замеряемой величиной является параметр, определяющий время жизни тепловых нейтронов , а при интерпретации используется обратная ему величина - =1\ - декремент затухания плотности тепловых нейтронов. По общепринятой методике исследований и интерпретации метод ИННК эффективен для контроля за положением ВНК и определения текущей насыщенности при плотности пластовой (закачиваемой) воды не менее 1,15-1,2 г/см³. См рис № 13.

Отличительными особенностями месторождений Припятского прогиба являются сложный литологический состав пород-коллекторов и низкая минерализация вод, используемых для поддержания пластового давления. Указанные особенности создают значительные трудности при интерпретации данных ИННК. Также негативным фактором является низкая статистика счета дифференциальных кривых практически по всем каналам в интервалах глин, используемых как опорные при интерпретации.

Эффективность интерпретации данных ИННК оценивалась в процессе обработки по полученным результатам, т.е. возможность получения количественных значений коэффициента нефтенасыщенности, или определение характера насыщения на качественном уровне, а также по результатам освоения объектов, рекомендованных на основе полученных результатов. Оценить эффективность полученных данных по результатам освоения в большинстве случаев достаточно затруднительно, так как приобщенные интервалы дострелов, как правило, эксплуатируются совместно с ранее проперфорированными, в значительной степени обводненными интервалами.

Наиболее сложной задачей для получения достоверных данных количественной интерпретации является изучение вещественного состава пород и в особенности коллекторов, а также определение присутствия элементов с аномальным сечением захвата нейтронов и их распределение по залежи. Как известно, основными породообразующими элементами коллекторов являются Ca, C, O, Mg. Из элементов с аномальным сечением захвата может присутствовать Cl в виде включений NaCl. Наличие данного минерала может существенно уменьшить эффективность метода ИННК для решения задачи определения коэффициента нефтенасыщенности.

По чистым неглинистым и слабоглинистым коллекторам с большой степенью достоверности возможно разделить нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты при условии достаточной минерализации. Учитывая наличие неоднозначности при интерпретации единичных замеров ИННК, необходимо данные замеры проводить в комплексе с методами высокочувствительной термометрии, интегрального и спектрального гамма-каротажа. По данным термометрии выделяются интервалы пластов с интенсивной выработкой. В добывающих и нагнетательных скважинах против интенсивно вырабатываемых участков за счет различной скорости переноса тепла отмечаются температурные аномалии. В контрольных и простаивающих скважинах выделяются зоны охлаждения пластов нагнетаемыми водами. По гамма-методам выделяются радиохимические аномалии, связанные с засолонением цементного камня передним фронтом нагнетаемых и пластовых вод.

В некоторых скважинах замеры ИННК проводились в открытом стволе по окончании бурения скважины с целью уточнения литологии пластов-коллекторов и определения степени влияния засолонения на показания бокового каротажа при определении характера насыщения.

Методика определения коэффициента нефтенасыщенности по данным ИННК основана на нормализации исходной кривой с расчитанной по пористости кривой вп, соответствующей показаниям ИННК для водонасыщенного пласта. В качестве опорных пластов, как правило, выбираются интервалы глин или мергелей и плотные пласты. Наличие таких опорных пластов в интервале исследования является необходимым условием для получения достоверных результатов интерпретации.

Скв. № 1 Восточно-Осташковичская (рис № 14). При проведении ГИС в интервале семилукского горизонта 4500-4512 м по боковому каротажу отмечалось резкое снижение сопротивления в интервале 4505-4510 м, что могло быть связано с возможным обводнением подошвы семилукского коллектора. С целью уточнения характера насыщения в этом интервале был проведен ИННК после выхода скважины из бурения. По результатам интерпретации весь интервал семилукского коллектора характеризуется как нефтенасыщенный.

Так как в результате испытаний физического притока пластового флюида не было получено, и пласт характеризуется как слабопроницаемый, сделать однозначный вывод о характере насыщения на основе полученных результатов интерпретации данных БК и ИННК не представляется возможным. Одной из возможных причин расхождения в показаниях методов БК и ИННК может являться влияние на показания метода БК расформировавшейся со временем зоны проникновения фильтрата бурового раствора.

В интервале межсолевых отложений задонского горизонта по данным интерпретации метода БК коллектор задонского горизонта в интервале 3920-3955 м ниже первоначального ВНК (3920 м) характеризуется как возможно нефтенасыщенный. ВНК отмечается на глубине 3958-3960 м. Также возможно нефтенасыщенные коллекторы выделялись в интервалах IV и IX пачек (3828-3833 м, 3985-3992 м). Для уточнения характера насыщения и коллекторских свойств в интервале межсолевых отложений был проведен ИННК в колонне. По результатам интерпретации полученных данных, ВНК прослеживается более четко, чем по результатам интерпретации БК на глубине 3955 м. Коллектор в интервале IX пачки (3985-3992 м) характеризуется по данным интерпретации ИННК как водонасыщенный, в значительной степени засолоненный, что могло оказать искажающее влияние на метод сопротивления и, соответственно, определение характера насыщения. Интервал 3828-3834 м в IV пачке по данным интерпретации ИННК также, как и по БК, можно рассматривать как возможно нефтенасыщенный коллектор. Оценить достоверно глинистость в этом интервале по данным интегрального ГК не представляется возможным. Повышенные значения Кн ниже начального ВНК (3920-3960 м), определенные по данным ИННК и БК, могут быть связаны с влиянием остаточной нефтенасыщенности или нагнетаемой опресненной воды. В интервале коллекторов елецкого горизонта нефтенасыщенность, определенная по данным БК, в целом, подтверждается интерпретацией по ИННК.

Использование акустических данных для детекции трещин

Акустические данные и, в особенности новые данные, получаемые с помощью приборов широкополосной акустики, используются, как при литологическом анализе, так же и для исследования полного поля сейсмических волн, с целью выделения интервалов трещиноватых коллекторов. Одной из областей применения акустических данных может быть их использование для определения механических свойств горных пород при расчете требуемого давления гидроразрыва пласта.

Анализ полной звуковой волны для детекции и локализации предполагаемой трещины является в настоящее время наиболее перспективным. Основной принцип базируется на теоретическом анализе расчета акустической энергии, проходящей через наклонную трещину в бесконечной среде. В расчет принималось распространение продольной и поперечной волн. Предполагается, что трещина имеет бесконечно малый размер раскрытости и заполнена жидкостью. Несмотря на то, что в этих предположениях не принимается во внимание соответствие с реальными условиями функционирования прибора в скважине и детектирующего трещину с конечным диаметром, эти результаты дают достаточно правильное представление.

Передача энергии через любую трещину в значительной степени зависит от преобразования волн на поверхности раздела трещины. Для передачи акустической энергии через трещину требуется преобразование распространяющейся продольной и поперечной волны в волну жидкости на первой поверхности раздела трещины, и последующее обратное преобразование на второй поверхности раздела. Очевидно, это зависит от наклона трещины (рис № 15).

Горизонтальная трещина обеспечивает вертикальное распространение продольной волны с минимальным затуханием. В противоположность этому, для распространения поперечной волны требуется некоторый наклон для обеспечения соответствующих преобразований волн. Согласно теоретическому анализу в промежуточных углах наклона 45-60 градусов передача поперечных волн достигает максимума, в то время как передача продольной волны минимальна. Вероятно, если длина участка пересечения трещины со скважиной незначительно превышает длину волны, трещину можно считать горизонтальной.

Проведенный анализ не относится к вертикальной трещине. В условиях скважины трещина может считаться вертикальной, если она не пересекает скважину через интервал передатчик-приемник. В этих случаях не предполагается какое-либо существенное влияние вертикальных трещин на распространение продольной или поперечной волны.

Влияние трещин на волны Стоунлея совершенно различное. Считается, что спад акустической энергии в результате неэффективных преобразований волны меньше, чем вследствие перемещения жидкости в трещинной системе. Существует некоторая вероятность, что затухание волн Стоунлея зависит от проницаемости трещин. Применение данного типа волн для детекции трещин ограничено некоторой неоднозначностью при выделении этих волн в общем волновом пакете.

Некоторые негативные факторы могут в значительной степени усложнять оценку вторичной пористости коллекторов с использованием упругих модулей горных пород и параметров волны Лэмба-Стоунли:

-задаваемый оператором большой коэффициент усиления приводит к превышению сигнала поперечной S волны динамического диапазона канала регистрации. Это выражается в срезании верхушек сигнала поперечной волны (рис № 16), что делает невозможным применение процедур полосовой фильтрации сигнала,

-плохая центровка прибора, либо сильное желобообразование ствола скважины, о чем свидетельствует двухгорбая форма положительной фазы продольной P волны (рис № 16),

-прибор УЗБА имеет высокую и узкополосную частоту излучателей (около 20 кГц). На высоких частотах расцентровка прибора и желобообразная форма ствола сказываются сильнее, чем на низких

-отсутствие низкочастотных гармоник в сигнале излучателя делает невозможным образование поверхностной волны Лэмба-Стоунли. Наблюдаемая в волновом пакете низкоскорострая волна является, в основном, типичной гидроволной.

Несмотря на имеющиеся теоретические предпосылки, определяющие затухание различных волн, сделать однозначный вывод относительно угла наклона трещины является достаточно сложной проблемой. Одна из причин - две или несколько трещин с различными углами наклона на одной глубине.

Кроме волнового акустического каротажа для детекции трещин может также использоваться скважинный акустический телевизор - САТ-2. Основой устройства является вращающийся пьезоэлектрический датчик, который подает ультразвуковые импульсы и принимает сигналы, отраженные от стенки скважины или колонны. Выполняется измерение и запись амплитуды и интервального времени первого отраженного сигнала. Такая технология измерений обеспечивает круговое изображение скважины или стенки колонны.

В необсаженной скважине сканирование амплитуды и интервального времени обеспечивает с достаточной точностью воспроизведение стенки скважины и используется для идентификации трещин, каверн и поверхностей напластования. Субгоризонтальные поверхностные трещины, пересекающие скважину, воспроизводятся как синусоиды на диаграммах САТ (рис № 17 a). Вертикальные трещины показаны как прямые вертикальные почти параллельные полосы (рис № 17 б).

Применение гамма-спектрометрии при интерпретации данных ГИС

Включение гамма-спектрометрии в комплекс ГИС обеспечивает существенное повышение его геологической эффективности при решении различных задач в наиболее сложных геологических условиях. Важнейшими задачами являются:

-разделение аномалий гамма-активности, обусловленных глинистостью, наличием полевого шпата или повышенным содержанием урана (радия);

-выделение интервалов трещиноватости, связанных с зонами вторичной доломитизации, выяснение природы повышенной радиоактивности доломитов;

-определение содержания пелитовой фракции в терригенных отложениях;

-выявление обводняющихся пластов в обсаженных скважинах по радиогеохимическим аномалиям и оценка их фильтрационной неоднородности.

Гамма-активность карбонатных пород определяется следующими факторами:

-содержанием пелитовой фракции;

-концентрацией радиоактивных элементов в кристалической решетке породообразующих минералов;

-присутствием ураносодержащих битумов;

-составом нерастворимого остатка;

-осаждением радиоактивных элементов (преимущественно радия) при образовании доломитов;

-вторичными процессами, связанными с доломитизацией карбонатов ураносодержащими слабосульфатными рассолами.

Продуктивные коллекторы некоторых отложений Припятского прогиба представлены известняками и доломитами с аномально высокой радиоактивностью. Такие коллекторы, как правило, отличаются повышенной трещиноватостью и кавернозностью. Данные гамма-спектрометрии позволяют более однозначно различать коллекторы и непроницаемые глинистые разности: первые отличаются относительно высоким содержанием урана, вторые- повышенным содержанием калия и тория. Калий входит в состав глинистых минералов, содержание урана и тория зависит от условий осадконакопления и сорбционной способности горных пород.

Для стандартного комплекса ГИС изучение карбонатных отложений с аномально высокой радиоактивностью и, в особенности, выявление коллекторов в таких отложениях является достаточно сложной проблемой. Эта сложность обусловлена невозможностью отделить глинистые отложения с преимущественно калий-ториевой активностью от трещиноватых карбонатов с высокими содержаниями доломитов, обогащенных ураном.

Добавление в комплекс ГИС гамма-спектрометрии позволяет выявлять различные по составу карбонатные коллекторы, в том числе приуроченные к зонам вторичной доломитизации со значительным вкладом урана в величину общей радиоактивности.

На рис № 18 (поле N2-N3) приведен пример расчета глинистости по данным интегрального метода ГК и гамма-спектрометрии. В интервале коллектора 3456-3466 м пласт характеризуется по данным интегрального ГК как мергель, в то время как расчет глинистости, сделанный по данным гамма-спектрометрии, позволяет более достоверно оценить коллекторские свойства этого интервала.

Как уже указывалось выше, доломитизация коллекторов, обусловленная вторичными процессами выщелачивания, тесно связана с трещиноватостью пород и, как правило, соответствует интервалам со значительным вкладом урана в величину общей радиоактивности, которые могут быть приурочены к зонам трещиноватости. В дальнейшем предполагается совместное использование гамма-спектрометрии со скважинным акустическим телевизором и широкополосным акустическим каротажом для детекции зон трещинноватости в интервалах, где стандартный комплекс ГИС не позволяет достаточно однозначно решать эту задачу. Наиболее интересным в этом плане объектом является IV пачка межсолевых отложений Речицкого месторождения.

Размещено на Allbest.ru