Спосіб виділення газонасичених пластів в обсаджених і необсаджених нафтогазових свердловинах (варіанти)

1. Спосіб виділення газонасичених пластів в обсаджених і необсаджених нафтогазових свердловинах за допомогою комплексу багатозондового нейтрон-нейтронного каротажу (НК) та багатозондового акустичного каротажу (АК), який відрізняється тим, що для відповідних пластів отримують різницю між пористістю за НК, яку визначають за відношенням показань двох зондів приладу НК, та пористістю за АК, яку визначають за інтервальним часом розповсюдження поздовжніх хвиль, та зіставляють вказану різницю з показаннями будьякого індивідуального зонда багатозондового приладу НК. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що при визначенні пористості за НК та за АК, для враху C2 2 (19) 1 3 джених стальною зацементованою колоною, є ядерно-фізичні та акустичні методи. Зокрема, за допомогою двозондового нейтроннейтронного каротажу (НК) визначають пористість за НК (або "нейтронну" пористість) [2], а при врахуванні глинистості, наприклад, методом гаммакаротажу (ГК) - також загальну (відкриту + закриту) пористість. Нові багатозондові прилади НК з узгодженою реєстрацією повільних і надтеплових нейтронів дозволяють одночасно визначати пористість (за відношенням показань двох зондів) та виділяти нафтонасичені пласти і оцінювати коефіцієнти нафтонасиченості (згідно показань індивідуальних зондів за кадмієвою різницею або за повільними нейтронами) [3]. Однак для виділення газонасичених пластів та визначення їх пористості одних тільки методів нейтронного чи радіоактивного каротажу (РК = НК + ГК) в загальному випадку недостатньо. Відомо [1, 4], що пористість газонасичених пластів, визначена з використанням НК, є істотно заниженою. Це пов’язано з підвищеними показаннями індивідуальних зондів приладу НК в газонасичених породах у зв’язку зі зменшенням водневмісту (порівняно з водо- чи нафтонасиченими пластами при однаковій пористості) і об’ємної густини. Внаслідок цього при використанні двозондового приладу НК відношення показань малого і великого зондів зменшується, що відповідає меншій пористості за градуювальною залежністю, отриманою для водонасичених пластів. Тобто газонасичений пласт інтерпретується як водонасичений з пониженою пористістю. Визначити істинну пористість газонасичених пластів з урахуванням коефіцієнта газонасиченості тільки за даними НК (РК) в загальному випадку неможливо. Індивідуальні зонди приладу НК показують в газонасичених пластах підвищену швидкість лічби нейтронів, однак цей ефект без знання істинної пористості пластів також недостатній для їх впевненого виділення. Таким чином, основним недоліком при виділенні газонасичених колекторів за допомогою методу НК (РК) є його незамкненість, тобто необхідність залучати інші методи, що дають "істинну" пористість газонасичених колекторів або дозволяють внести відповідну поправку (коефіцієнт, більший 1) в пористість за НК. Іншим недоліком НК (РК) є неможливість відрізнити газонасичені колектори від газоносних (тобто таких, що віддають газ), оскільки методи НК і РК пов’язані з визначенням загальної (а не відкритої) пористості. Для визначення пористості колекторів, крім НК, широко застосовують спосіб багатозондового АК за інтервальним часом Dt розповсюдження поздовжніх хвиль (пористість за АК). Цей спосіб АК є найбільш просунутим в апаратурному та інтерпретаційно-методичному аспектах і широко застосовується на практиці [1, 4, 5]. Спосіб добре розроблений для необсаджених свердловин, а також, в останні роки, успішно розвивається і для обсаджених свердловин. Важливою особливістю способу АК за Dt є те, що він, в переважній мірі, дає відкриту пористість (а не загальну, як НК). Для врахування глинистості 88198 4 пластів при визначенні пористості за АК використовують метод самочинної поляризації (ПС), ГК та ін. [1, 4, 5]. Відомо [1, 4], що пористість газонасичених пластів за АК є завищеною, оскільки інтервальний час Dt в таких породах збільшується, що відповідає збільшенню пористості при інтерпретації даних АК за залежностями кп від Dt, отриманими для водонасичених пластів. Для корекції пористості за АК вводять коефіцієнт, менший за 1, який отримують з залученням інших методів. Виділення газонасичених пластів-колекторів в необсаджених і обсаджених свердловинах за допомогою тільки акустичного каротажу (АК), в принципі, можливе - наприклад, з використанням пористостей, визначених за значеннями інтервального часу розповсюдження поздовжніх і поперечних хвиль; за величиною затухання поздовжніх і поперечних хвиль та ін. [5]. Проте ці підходи знаходяться в стадії розробки і опробування. Основним недоліком АК при розв’язанні задачі одночасного визначення пористості, характеру насичення та коефіцієнтів нафто- і газонасиченості є відносна малість фізичних ефектів, обумовлених розповсюдженням і затуханням різнотипних хвиль в гетерогенній системі прилад - свердловина пласт, а також значні апаратурні та інтерпретаційно-методичні труднощі при розв’язанні вказаної задачі. Тому на даному етапі розвитку АК виділення газонасичених колекторів тільки за допомогою способів АК не завжди можливе. Надалі під методом АК будемо розуміти спосіб визначення пористості за АК згідно інтервальному часу розповсюдження поздовжніх хвиль. Комплекс методів НК-АК (подібно до комплексу НК-ГГК (гамма-гамма-каротаж за густиною порід) [4]), при сприятливих умовах дозволяє за різницею пористостей, які отримують з використанням вказаних комплексів, виділяти газонасичені пласти. Недоліком такого підходу є те, що на практиці він дає неоднозначні результати, оскільки кожен із методів може мати істотні похибки в пористості (а похибка різниці пористостей є сума похибок окремих складових), а також через значний вплив технічних і геологічних умов вимірювань. Метою винаходу є підвищення інформативності і достовірності каротажу при виділенні газонасичених пластів. В основу винаходу поставлена задача створення способу виділення газонасичених пластів як в необсаджених, так і в обсаджених (що особливо важливо) свердловинах на основі комплексу нейтрон-нейтронного і акустичного каротажу (НК+АК) з використанням, при необхідності, методів оцінки глинистості (ГК, для необсаджених свердловин ще ПС). Вказаний комплекс на основі НК і АК дозволить виділяти газонасичені пласти в необсаджених свердловинах незалежно від методів електричного каротажу. При наявності останнього це дає змогу робити спільний аналіз розрізу за даними двох альтернативних підходів до виділення газонасичених колекторів, підвищуючи тим самим інформативність і достовірність ГСД. В обсаджених свердловинах комплекс на основі нейтронних і 5 акустичних методів є практично безальтернативным. Суть винаходу полягає у тому, що для виділення газонасичених пластів використовують пористості за НК і за АК разом з іншим інформативним параметром - показаннями одного з індивідуальних зондів приладу НК. Запропонований спосіб базується на використанні різних за своєю фізичною суттю методів НК і АК: протилежному зміщенню пористостей, визначених за НК і за АК в газонасичених пластах; різній чутливості НК і АК до присутності газу в порах колекторів; на використанні різних радіусів зони дослідження (глибинності) цих методів; на підвищеній чутливості показань індивідуальних зондів приладу НК до присутності газу (в т. ч. залишкового) в порах колекторів. При цьому важливим елементом практичної реалізації запропонованого способу є використання нових приладів НК і АК з покращеними геофізичними характеристиками та розширеними можливостями. Згідно запропонованому способу, для виділення газонасичених пластів порівнюють дві величини: різницю пористостей за НК і за АК та показання індивідуального зонда за кадмієвою різницею або за повільними чи надтепловими нейтронами. Різницю пористостей, визначених за НК і за АК, позначимо через Dkп1 (%): Dkп1 = АК k НК - k п п . (1) kНК п (%) - пористість за НК, яку визначають за відношенням показань двох зондів приладу НК по градуювальній залежності, отриманій для водонасичених пластів при виконанні певних умов [2]; АК kп (%) - пористість за АК, яку визначають за інтервальним часом розповсюдження поздовжніх хвиль Dt по залежностях, отриманих на основі рівняння середнього часу (з використанням емпіричних даних) [5] або за допомогою залежності Dt від kп, отриманої для водонасичених пластів за допомогою кернових та свердловинних вимірювань. Використання параметра Dkп1 (1) базується на тому, що пористості за НК і за АК в газонасичених пластах змішуються в протилежні сторони, тоді як глинистість впливає на обидва методи в бік збільшення пористості і при побудові різниці (1) вклад глинистості в значній мірі компенсується. В якості параметра показань індивідуальних зондів приладу НК зручно взяти величину I2 I02 В2 = , (2) де В2 – показання другого (більшого) зонда приладу НК, виражені у відносних («водяних») одиницях; I (імп/хв) – швидкість лічби імпульсів, що реєструється при проведенні каротажу (наприклад, число імпульсів за хвилину); I02 (імп/хв) - швидкість лічби імпульсів, отриманих у ємності з прісною водою (константа, що використовується для вираження показань приладу у відносних одиницях). 88198 6 Можливе також використання в якості параметра показань індивідуального зонда оберненого значення величини В2, тобто I B 2 1 = 02 I2 . (3) A2= Швидкість лічби нейтронів I2 другим (більшим) зондом відповідає одній із трьох модифікацій НК: за повільними (тепловими + надтепловими) нейтронами; за надтепловими нейтронами; за кадмієвою різницею [3], тобто різницею між швидкостями лічби повільних і надтеплових нейтронів (для приладів НК з узгодженими зондами). У випадку, коли пористість на основі НК і АК отримана з урахуванням глинистості, в якості різниці пористостей беруть величину Dkп2 (%): Dkп2= АК k РК - k п * п , (4) kРК п – загальна пористість за РК, яку визначають комплексом радіоактивного каротажу (РК), що включає методи НК і ГК; АК kп * - пористість за АК* (тобто АК+ПС або АК+ГК) з урахуванням глинистості; останню визначають методом ПС (тільки в необсаджених свердловинах) або ГК (в обсаджених і необсаджених свердловинах). Зіставлення Dkп1«В2 в системі координат (X, Y) має наступний фізичний зміст. Різниця Dkп1 між пористістю за НК і пористістю за АК (1) для газонасичених порід має бути від’ємною, оскільки в газонасичених породах k НК п k АК істотно зменшується, а п збільшується. У водонасичених породах з гранульованою пористістю параметр Dkп1 повинен приймати приблизно нульове значення, якщо визначення пористостей за НК і за АК коректне і точність задовільна. На параметр Dkп1 істотний вплив чинить наявність глин різного складу і структури та закритих пор, від чого k НК k АК залежать значення п і п . В цілому за параметром Dkп1 газонасичені пласти «прагнуть» зміститися вліво по X (відносно водонасичених пластів). Величину В2 краще пов’язувати з показаннями більшого зонда за кадмієвою різницею або за повільними нейтронами, оскільки ці значення є найбільш чутливими до вмісту газу. Величина В2 в газонасичених пластах зростає порівняно з водонасиченими. Це збільшення тим сильніше, чим більші пористість і коефіцієнт газонасиченості. Зростанню В2 протидіє глинистість, вміст порової води і її підвищена мінералізація. В цілому газонасичені пласти «прагнуть» зміститися вгору по осі Y. Таким чином, газонасичені пласти мають тенденцію розміститися на площині (Dkп1, В2) злівавгорі. Аналогічна картина має місце і при зіставленні Dkп1«B2. Цю тенденцію ілюструє Фіг. 1, що побудована за даними НК і АК для не-обсадженої продуктивної свердловини Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) при наявності зони проникнення прісного 7 88198 фільтрату промивальної рідини в пластиколектори. При цьому в газоносних пластах в порах присутній залишковий газ (коефіцієнт газонасичення kг,3 ~20%), який істотно впливає на показання НК і на визначену пористість за НК через високу чутливість нових приладів НК та збільшену глибинність досліджень. В той же час вплив залишкової газонасиченості на АК мінімальний через слабку чутливість і меншу глибинність (порівняно з НК). На Фіг. 2 виконано зіставлення Dkп2«B2 для іншої необсадженої продуктивної свердловини ДДЗ. Через неузгодженість визначень пористостей за РК і за АК* (з урахуванням глинистості) критерій переважного зміщення газоносних пластів вліво не працює (значна частина водоносних пластів також змістилась вліво). Однак при цьому ефект підвищення показань більшого зонда приладу НК в газоносних колекторах має місце, хоч і за цим ефектом чіткого розділення газоносних і водоносних пластів не спостерігається (через протилежний вплив глинистості і газоносності). Аналогічне зіставлення Dkп2«B2 на Фіг. 3 для «свіжообсадженої» свердловини (при наявності зони проникнення фільтрату) ілюструє ті ж загальні тенденції, що і для необсаджених свердловин (див. Фіг. 1 і Фіг. 2): газонасичені пласти «прагнуть» розташуватись вгорі-зліва з переходом більшості з них в «мінусову» область по Dkп2. На Фіг. 4 і Фіг. 5, побудованих для необсадженої і обсадженої свердловин, відповідно, показане розділення газонасичених і водонасичених пластів за допомогою нейтронного параметра А2 (обернених відносних показань 2-го зонда приладу НК (див. вираз (3)) і величини урахуванням глинистості. АК kп * АК kп * пористості за АК з Оскільки пористість близька до «істинної», то зіставлення АК kп * «A2 досить впевнено розрізняє водонасичені і газонасичені пласти-колектори, особливо якщо останні є слабко- і середньоглинисті. Фіг. 6 ілюструє ще один варіант способу виділення газонасичених пластів-колекторів за допомогою комплексу нейтронного і акустичного метоАК k РК Û k п * дів. На Фіг. 6 побудовано кросплот п , на якому один і той же параметр пласта (пористість) визначено різними методами (РК і АК*). З Фіг. 6 видно, що пористості водонасичених колекторів, визначені на основі НК і АК, є відповідними за величиною (усереднена пряма іде приблизно по діагоналі кросплоту). В той же час газонасичені пласти-колектори, внаслідок істотного заниження їх пористості за НК, істотно зсуваються вліво і, внаслідок деякого завищення пористості за АК, - вгору. В результаті усереднена пряма для газоносних колекторів має значний зсув відносно лінії водоносних колекторів. Запропоновані варіанти способу спільного використання нейтронного і акустичного каротажу при виділенні газонасичених пластів доповнюють один одного, враховуючи різні фізичні особливості методів НК і АК. Для необса-джених свердловин 8 цей комплекс дозволяє провести разом з результатами електричного каротажу (ЕК) аналіз характеру насичення, що особливо важливо у випадку ускладнених варіантів (наприклад, при дослідженні низькоомних пластів-колекторів). У випадку, коли ЕК необсаджених свердловин не було проведено або результати виявились неінформативними чи неякісними, запропоновані способи використання комплексу НК+АК дозволяють на якісному рівні виконати виділення газонасичених пластів. Для обсаджених свердловин, коли ЕК не працює, комплекс на основі НК+АК має особливе значення, тому що дозволяє не тільки визначати пористість і давати якісну оцінку колекторів за характером насичення, а і, в принциповому плані, на кількісному рівні оцінити величину коефіцієнта газонасиченості при умові розформування зони проникнення фільтрату промивальної рідини. Технічним результатом винаходу є наступне: - підвищення інформативності і достовірності каротажу необсаджених свердловин, оскільки комплекс на основі методів НК і АК разом з електричними методами дозволяє провести спільний аналіз різних підходів до виділення газонасичених колекторів, що має особливе значення для ускладнених чи сумнівних випадків; - підвищення надійності і результативності каротажу, оскільки у випадку, коли ЕК не було проведено або результати виявились неінформативними чи неякісними, комплекс на основі НК і АК дозволяє визначити характер насичення колекторів та інші петрофізичні властивості пластів; - отримання достовірних результатів по пористості, газонасиченості та інших параметрах пластів в обсаджених стальними колонами свердловинах (навіть у випадку, коли каротаж необсаджених свердловин не було проведено або його матеріали виявились неякісними чи неінформативними). Джерела інформації 1. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред. В.М. Добрынина. -М.:"Недра", 1988. - 476с. 2. Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений// Р.Т. Хаматдинов, Еникеева Ф.Х., Велижанж В.А. и др. - Калинин: НПО "Союзпромгеофизика". 1989. - 81с. 3. Спосіб багатозондового нейтронного каротажу для одночасного визначення пористості і коефіцієнта нафтонасиченості колекторів та пристрій для його здійснення. Кулик В.В., Бондаренко М.С., Кармазенко В.В. Патент №74972. Україна, Інститут геофізики НАНУ. 2006, Бюл. №2. 4. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа// Головацкая КВ., Гулин Ю.А., Еникеева Ф.Х. и др. - Калинин: ВНИГИК, 1984, - 112с. 5. Козяр В.Ф., Белоконъ Д.В. и др. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах состояние и направления развития. НТВ "Каротажник". Тверь, изд-во АИС, 1999, вып. 63, с.10117. 9 88198 10 11 Комп’ютерна верстка Д. Шеверун 88198 Підписне 12 Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601