Аппаратурно-методический комплекс
ядерно-физических методов каротажа для определения
текущей нефтегазонасыщенности пород-коллекторов
|
|
Применение аппаратурно-методического комплекса ядерно-физических методов каротажа (АМК ЯФМ) регламентируется специальными «Методическими рекомендациями по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах»/Под ред. В.И.Петерсилье, Г.Г.Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006
Скважинные приборы АМК ЯФМ
Метод ГИС | Аппаратура | Измеряемые параметры |
Спектрометрический импульсный
нейтронный гамма-каротаж | ЦСП-С/О-90
ЦСП-ИМКС-73/100 | Спектральные отношения
C/O, Ca/Si
Элементный состав скелета
(O, Si, Ca, Mg, S, H, C, Cl)
Элементный состав флюида
(O, H, C, Cl) |
Спектрометрический
гамма-каротаж | ЦСП-ГК-С-90 | МЭД
массовые содержания
U, Th, K |
Импульсный нейтронный
гамма каротаж | ЦСП-2ИНГК-43М | Сечение поглощения
тепловых нейтронов Σа
Водородосодержание |
Импульсный нейтрон-
нейтронный каротаж | ЦСП-2ИННК-43 | Сечение поглощения
тепловых нейтронов Σа
Водородосодержание |
В настоящее время на рынке геофизических услуг и технологий весьма востребованным является направление исследования эксплуатационных скважин старого фонда ядерно-физическими методами каротажа. Эти методы ГИС позволяют решать геологоразведочные задачи:
- выявление и разработка пропущенных залежей;
- расширение контуров нефтегазоносности месторождений;
- оценка текущей нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов, в т.ч. для пересчета запасов углеводородов;
и промысловые задачи:
- уточнение текущего состояния выработки пластов-коллекторов, положений контуров нефтегазоносности и невыработанных участков залежей;
- определение текущих ВНК, ГНК, ГВК;
- изучение и прогнозная характеристика новых объектов эксплуатации;
- выбор интервалов перфорации;
- оценка степени и характера заводнения пластов;
- мониторинг и оптимизация процесса разработки объектов и уточнение геолого-технической модели месторождения.
С точки зрения технического состояния, исследуемые скважины различаются диаметром и конструкцией обсадных колонн, а с геологической точки зрения объектами исследований могут являться как терригенные, так и карбонатные породы с различной пористостью, глинистостью, структурой порового пространства.
Для решения задач контроля за разработкой месторождений, с конца 90-х годов прошлого столетия в ОАО НПП «ВНИИГИС», а позднее и в предприятиях ООО НПП «ИНГЕО» и ООО НПП «ИНГЕО-Сервис» разрабатывается и успешно применяется аппаратурно-методический комплекс ядерно-физических методов (АМК ЯФМ). Он включает импульсный нейтронный каротаж (2ИНГК, 2ИННК), углерод-кислородный каротаж (ИНГКС или С/О-каротаж) и спектрометрический гамма-каротаж (СГК). Вместе с геофизической аппаратурой и скважинными приборами разработано программное обеспечение для первичной обработки данных и комплексной интерпретации, работающее в среде интегрированной системы «Прайм». По состоянию на середину 2013 года рассматриваемым комплексом методов исследовано более десяти тысяч скважин на нефтегазовых месторождениях России, Ближнего и Дальнего Зарубежья.
Оценка характера насыщения пластов с применением АМК ЯФМ проводится на основе количественных расчетов коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг) по основным параметрам С/О-каротажа (С/О, Ca/Si) с учетом нейтронных характеристик пород по параметрам (SIGMA, TAU) импульсного нейтронного каротажа, а также с использованием дополнительной информации спектрометрического гамма-каротажа (глинистость, наличие или отсутствие РГХА) и термометрии (наличие или отсутствие заколонных перетоков). С использованием параметров С/О-каротажа, отражающих элементный состав горных пород, в исследованных скважинах также уточняется литологическоий состав разреза путем расчета объемной модели, и, соответственно, уточнения коэффициента пористости и интервалов выделенных коллекторов. В соответствии с Методическими рекомендациями и Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах (РД 153-39.0-072-01, М. 2002 г.), интерпретация ЯФМ проводится с обязательным привлечением материалов стандартного комплекса ГИС открытого ствола (ГК, НГК/ННКт, ДС, ПС, БК, ИК, АК, ГГК-П). Так, обязательными для терригенного разреза являются данные ГК, ПС, НГК/ННКт, для карбонатного разреза – ГК, НГК/ННКт, АК.
Оптимальные условия проведения АМК ЯФМ:
- эксплуатационные скважины старого фонда (после расформирования зоны проникновения), а во вновь пробуренных скважинах исследования проводятся не ранее чем через 7 суток после цементирования колонны (п. 12.6.1 Технической инструкции РД 153-39.0-072-01);
- исследование неперфорированных пластов, а при исследовании перфорированных пластов уровень жидкости в стволе скважины должен быть ниже статического для обеспечения минимального проникновения жидкости из скважины в пласт;
- заполнение колонны раствором любой минерализации на основе воды (или однородным раствором на основе нефти);
- при исследовании в открытом стволе, заполнение раствором на основе полимерных материалов.
Комплекс АМК ЯФМ имеет глубинность 20-40 см. Он может применяться и в открытом стволе скважин при условии бурения на современных полимерных буровых растворах, не создающих глубокую зону проникновения.
Примеры определения текущей нефтегазонасыщенности
пластов-коллекторов на месторождениях нефти и газа
Ниже приводятся примеры оценки текущей нефтегазонасыщенности по результатам применения АМК ЯФМ.
На рисинуке оценка текущей нефтенасыщенности проведена по результатам С/О-каротажа, выполненного аппаратурой ЦСП-С/О-90. При интерпретации результатов С/О-каротажа, кроме отношений С/О и Ca/Si, были использованы условные содержания элементов С, Cl, Ca, Si, отражающих флюидальный и вещественный состав порового пространства и литологии горных пород. Для количественной оценки коэффициента текущей нефтенасыщенности использованы данные объемной модели горных пород, включающие общую и эффективную пористость коллекторов, для определения которых привлекалась информация данных открытого ствола скважины. Начальная нефтенасыщенность определена по результатам электрического каротажа. Результаты текущей нефтенасыщенности подтверждены испытанием пластов.
|
На рисинуке приведены результаты оценки текущей нефтенасыщенности и отбивки ВНК по данным С/О-каротажа, выполненного аппаратурой ЦСП-С/О-90 в терригенном разрезе. Изменение нефтенасыщенности продуктивных пластов в процессе эксплуатации отражено сопоставлением с начальной нефтенасыщенностью и начальным ВНК, определенным по данным стандартного комплекса ГИС открытого ствола.
|
На рисинуке показаны результаты оценки текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов и текущего водонефтяного контакта в терригенном разрезе при наличии углеродсодержащих битуминозных глинистых пластов, не обладающих коллекторскими свойствами.
Комплексная интерпретация результатов С/О-каротажа, выполненного аппаратурой ЦСП-С/О-90, и данных открытого ствола позволила оценить и сопоставить содержание углерода (Сугл), текущей нефтенасыщенности (КНтек.) и начальной нефтенасыщенности (КНнач) по стволу скважины.
|
На рисинуке показаны результаты интерпретации АМК ЯФМ - С/О-каротаж, импульсный нейтронный гамма каротаж и спектрометрический гамма-каротаж - с целью оценки текущей нефтенасыщенности и определения коэффициента обводненности продуктивных пластов. Процесс пресного обводнения пластов подтвержден радиогеохимическими аномалиями на кривых спектрометрического гамма-каротажа.
Каротаж выполнен аппаратурой ЦСП-С/О-90, ЦСП-2ИНГК-43М и ЦСП-ГК-С-90.
|
На рисинуке приведен пример использования АМК ЯФМ, выполненных аппаратурой ЦСП-С/О-90, ЦСП-2ИНГК-43М и ЦСП-ГК-С-90, для изучения текущей нефтенасыщенности пластов, представленных терригенными полимиктовыми коллекторами сложного литологического состава с вышележащими битуминозными глинами и присутствием в разрезе углистых пластов. Результаты исследований подтверждены испытанием пластов.
|
На рисинуке представлены результаты использования АМК ЯФМ, выполненных аппаратурой ЦСП-С/О-90, ЦСП-2ИНГК-43М и ЦСП-ГК-С-90, для определения текущей нефтенасыщенности пластов в карбонатно-терригенном разрезе сложного литологического состава и низкой пористости (Оренбургская область).
В перспективе задача оценки текущей нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов в обсаженных скважинах малого диаметра будет решаться с применением находящегося в стадии разработки комплексного скважинного прибора ЦСП-С/О-73 с модулем спектрометрического гамма-каротажа ЦСП-ГК-С-73. По проекту, прибор за одну спускоподъемную операцию позволит фиксировать параметры С/О-каротажа, импульсного нейтронного гамма-каротажа, нейтронной активации по кислороду, спектрометрического гамма-каротажа (аналоги – зарубежная аппаратура RST компании Schlumberger, прибор MSI компании Baker-Atlas, и прибор RMT компании Halliburton).
|
|
|