Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов

23

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Специальность 25.00.10 - "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых"

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Тема:

Определение характера насыщения коллекторов в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов

Лысенков Виталий Александрович

Екатеринбург - 2011

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» и в Открытом акционерном обществе научно-производственном предприятии "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" (ОАО НПП "ВНИИГИС")

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук, доцент А.Г. Талалай

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Черменский Владимир Германович

кандидат геолого-минералогических наук Зараменских Николай Михайлович

Ведущая организация:

ОАО Научно-производственная фирма «Геофизика»

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет».

Ученый секретарь диссертационного совета А.Б. Макаров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одними из основных средств контроля за разработкой нефтяных месторождений в обсаженных скважинах являются геофизические методы исследования обсаженных скважин и, в первую очередь, радиоактивные методы, позволяющие определять характер насыщения пластов.

Использование современных технологий нейтронных методов для определения характера насыщения в обсаженных скважинах получило особенно широкое развитие за последние годы. Благодаря крупным достижениям в области микропроцессорной измерительной техники, развитию и углублению экспериментальных и теоретических работ, удалось реализовать аналитические возможности на новом, более высоком уровне, а именно элементном составе горных пород и насыщающих флюидов.

Объект исследования - обсаженные нефтегазовые скважины.

Предмет исследования - определение насыщения коллекторов.

Цель работы - определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности, состава углеводородов в коллекторах обсаженных нефтегазовых скважин на основе стационарных нейтронных методов.

Основные задачи исследований:

1. Изучение особенностей пространственно-энергетических распределений нейтронных и гамма-полей радиационного захвата тепловых нейтронов в условиях природных сред и типовых конструкций скважин с целью обоснования способов количественной оценки хлорсодержания горных пород для конкретного типа зондового устройства аппаратуры СПРК-90.

2. Исследование влияния геолого-технических условий в скважине и разработка методики их компенсации (учета) при количественной оценке содержания хлора.

3. Обоснование оптимальных алгоритмов определения содержания хлора в пластах-коллекторах.

4. Разработка опытных образцов программно-управляемой аппаратуры хлорного каротажа, отвечающей современным требованиям решения задач нефтепромысловой геологии.

5. Разработка основ технологии хлорного каротажа для определения характера насыщения коллекторов и оценка ее геологической эффективности в условиях нефтегазовых скважин.

Методика исследований:

1. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта по опубликованным материалам.

2. Экспериментальные исследования закономерностей пространственно-энергетического распределения гамма-излучения радиоактивного захвата (ГИРЗ) на физических моделях пластов различного вещественного состава и характера насыщения для конкретного зондового устройства.

3. Статистическая обработка и анализ результатов экспериментальных исследований на базе современных технических средств.

4. Изготовление макетных и опытных образцов скважинной многозондовой аппаратуры хлорного каротажа.

5. Опытно-производственная апробация, разработка методических рекомендаций и технических средств, оценка их геологической эффективности и внедрение в практику геофизических исследований.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность регистрации содержания хлора и его эквивалента в разрезах нефтегазовых скважин, определяемого путем измерения потоков тепловых нейтронов на двух зондах и распределения потоков ГИРЗ на спектрометрическом зонде от Pu + Be источника нейтронов;

- предложена интегрально-спектрометрическая модификация хлорного каротажа, реализующая измерение интегральных потоков тепловых нейтронов на двух зондах и распределение ГИРЗ на спектрометрическом зонде для определения хлорсодержания и его эквивалента в горных породах;

- предложены аналитические параметры определения содержания хлора, основанные на использовании отношения спектральных распределений ГИРЗ в областях энергий более 2,3 МэВ и менее 2,3 МэВ, к произведению плотности потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах, а также на использовании обратной величины произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах, в разной степени реагирующей на содержание хлора и состав углеводородов в коллекторе. На этой основе в комплексе с функцией пористости, представляющей отношение потоков тепловых нейтронов малого зонда к большому, разработаны палетки для определения коэффициентов нефте-, газонасыщенности и состава углеводородов в коллекторе.

Достоверность научных положений, выводов, технических решений и рекомендаций подтверждена результатами теоретических и экспериментальных исследований, выполненных на моделях пластов различного литологического состава, пористости и характера насыщения. Достоверность подтверждается сходимостью заключений по опробованию пластов и результатами испытаний в среднем на уровне 80%, а также другими альтернативными методами ГИС (ИНК, С/О каротаж) в скважинах различных регионов страны, СНГ и Китая.

Основные защищаемые положения

1. Обоснована возможность определения содержания хлора (эквивалентного содержания хлора) в горных породах по плотности потока тепловых нейтронов и энергетическому спектру ГИРЗ, измеренной двухзондовой установкой.

2. Разработан способ определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности, состава углеводородов в коллекторах на основе анализа функций, в разной степени реагирующих на хлор и газонасыщенность пород, и состав углеводородов в коллекторе. Функции представляют собой отношение спектральных распределений ГИРЗ в области более 2,3 МэВ и менее 2,3 МэВ к произведению потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах, а также обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах в комплексе с функцией пористости. Пористостью является отношение плотности потоков тепловых нейтронов малого зонда к большому зонду

3. Разработаны основы технологии определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности на базе стационарных нейтронных методов.

Практическая значимость работы

- выделение водо-, нефте- и газоносных пластов и определение состава углеводородов в коллекторе на базе нейтронного каротажа со стационарным Pu+Be нейтронным источником;

- снижение стоимости геофизических исследований обсаженных скважин за счет одновременной регистрации методов 2ННКт, СНГК;

- преемственность ранее разработанных технологий по методам 2ННКт, НГК-60.

Реализация и внедрение результатов работы. Хлорный каротаж реализован в интегрально-спектрометрической модификации методов на базе цифровой программно-управляемой аппаратуры СПРК-90. Разработана технология и изготовлены 10 комплектов аппаратуры. Произведено опробование аппаратуры в промышленных масштабах. Аппаратура эффективно используется для исследования скважин в нефтяной компании ООО «Лукойл-Пермь». Технология хлорного каротажа включена в регламент исследований старого фонда скважин. Опытно-промышленное опробование технологии проходит на скважинах ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть» и нефтяных компаний Урало-Поволжской нефтегазоносной и Тимано-Печорской нефтеносной провинций.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на IV, V Международных научно-практических конференциях «Проблемы добычи нефти, газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2006, 2007 гг.); девятой Уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2007 г.); Х Уральской молодежной научной школе (Екатеринбург, 2008 г.); одиннадцатой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2007 г.); научной конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин», VII Конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2007 г.); научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (Москва, 2008 г.); международной конференции геофизиков и геологов (Тюмень, 2007 г.); VI Азербайджанской международной геофизической конференции (Баку, 2007 г.); IX Уральской школе по геофизике (Екатеринбург, 2008 г.); V Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (Москва, 2008 г.); II Международной геолого-геофизической конференции (Тюмень, 2009 г.).

Личное участие автора состоит в постановке и проведении экспериментальных исследований, разработке оптимальных алгоритмов вычисления хлорсодержания в породах, разработке основ интерпретации хлорного каротажа, разработке макетных и опытных образцов скважинных приборов и зондов хлорного каротажа, а также проведении опытно-промышленных исследований и анализе результатов работ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 работ в соавторстве, 6 из которых опубликованы в изданиях, определенных Высшей аттестационной комиссией. В работах, написанных в соавторстве, соисполнителю принадлежит постановка задачи, проведение аналитических, экспериментальных, производственных работ и обобщение их результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, содержащего 86 наименований. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 5 таблиц.

Диссертационная работа подготовлена в ОАО НПП «ВНИИГИС» под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, доцента А.Г. Талалая, общее научное руководство производил заместитель директора по науке ОАО НПП «ВНИИГИС», д. т. н, профессор Л.Е. Кнеллер, которым автор искренне благодарен.

Автор считает приятным долгом выразить благодарность всем коллегам по работе, с которыми проведена основная часть исследований, и, прежде всего, д.г.- м.н. А.И. Губиной, П.М. Гуляеву, к.т.н. З.З. Ханипову, В.В. Даниленко, Т.С. Мамлееву, А.А. Крысову, Ю.В. Николаеву, к.т.н. А.И. Лысенкову, З.А. Лысенковой, к.г.-м. н. Л.К. Борисовой, Г.С. Кулешовой, В.Ф. Шокурову, Ш.В. Габбасову, Р.Р. Ибрагимову, А.И. Машкину, М.А. Мишанову и многим другим.

Постоянное содействие в практической реализации идеи работы и в проведении скважинных испытаний оказывали: директор ОАО НПП «ВНИИГИС», к.г.-м.н. В.Т. Перелыгин, директор ЗАО НПФ «ГИТАС», к.т.н. В.Н. Даниленко, сотрудники смежных отделов и лабораторий ОАО НПП «ВНИИГИС», а также дирекция института, руководители и главные специалисты производственных организаций. Всем им автор выражает глубокую признательность.

Краткое содержание работы

Во введении показана актуальность работы, сформулирована цель, задачи исследования, научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность.

В первой главе выполнен краткий обзор развития стационарных нейтронных методов на хлор и изложено современное состояние хлорного каротажа.

В России принципиальная возможность разделения нефтеносных и водоносных пластов в обсаженных скважинах нейронными методами была высказана Б.Б. Лапуком и Г.Н. Флеровым в 1951 году [2]. Активно этой проблемой в 50-60 годах ХХ века занимались в Московском нефтяном институте, в Институте нефти АН СССР Ф.А. Алексеев, Б.Г. Ерозолинский, Г.Р. Гольбек, В.Н. Запорожец, В.Н. Дахнов, Н.К. Кухаренко, А.Г. Сердий, В.П. Одиноков, В.В. Ларионов, Б.И. Рогов, А.И. Холин, Ю.С. Шимелевич О.А. Баранов и другие.

Внедрение нейтронных методов в производство производилось через геофизические предприятия. Ведущее место во внедрении принадлежало тресту «Башнефтегеофизика». В то время здесь работала целая плеяда будущих ученых в области радиоактивных методов исследований скважин: Ю.А. Гулин, В.А. Золотов, И.Л. Дворкин, И.Г. Дядькин и другие. В тресте «Татнефтегеофизика» внедрением нейтронных методов в производство занимались Д.А. Шапиро, Е.Б. Бланков, С.А. Султанов, Б.М. Орлинский, Т.Н. Бланкова и другие; в тресте «Куйбышевнефтегеофизика» - Л.З. Цлав, Б.Е. Фельдман, Ш.А. Губерман; в Саратове - лаборатория под руководством В.П. Иванкина.

Теория нейтронных методов в России была заложена в конце 40-х - начале 50-х годов прошлого века Ю.П. Булашевичем. В 50-х годах под руководством Г.Н. Флерова, Б.Б. Лапука, Л.С. Полака, Б.Г. Еразолимского был выполнен большой объем теоретических и экспериментальных исследований, которые легли в основу методики и аппаратуры нейтронного каротажа, в том числе и на определение хлорсодержаний горных пород. С появлением одной из актуальных задач нефтепромысловой геологии - контроля за разработкой месторождений - потребовалось проведение целого ряда обширных теоретических исследований. Эти работы были выполнены под руководством Ф.А. Алексеева, В.Н. Дахнова, В.М. Запорожца, А.И. Холина. Была создана теория каротажа по наведенной активности, спектрометрии ГИРЗ.

Плодотворные исследования ряда ведущих специалистов и ученых страны Я.Н. Басина, Ю.А. Гулина, И.В. Головацкой, В.М. Иванова, Ф.Х. Еникеевой, В.Н. Старикова, Д.А. Кожевникова, Ю.В. Кормильцева, Б.М. Орлинского, А.Н. Блюменцева, Н.К. Кухаренко, В.А. Резванова, В.В. Лаптева, Е.Б. Лухминского, Б.К. Журавлева и других позволили изучить закономерности формирования полей нейтронного и нейтронного гамма-излучения для стационарных нейтронных источников в геолого-технических условиях нефтяных скважин при наличии влияния литологии, хлора в пластовой воде, цементном камне, скважине, в заколонном и межколонном пространстве.

В настоящее время применение хлорного каротажа для оценки характера насыщения при исследовании обсаженных нефтегазовых скважин практически незаслуженно вытеснено с рынка геофизических услуг импульсными модификациями нейтронных методов. Нейтронные методы, как 2ННКт, НГК-60, входят в обязательный комплекс ГИС при исследованиях эксплуатационных скважин и имеют определенный спектр решаемых геологических задач, основными из которых являются корреляция разрезов скважин, оценка пористости и (по временным замерам) оценка характера насыщения продуктивных интервалов в случае высокоминерализованных пластовых вод и газонасыщенных коллекторов. Включение в комплекс нейтронных методов 2ННК со спектрометрией ГИРЗ на базе одной зондовой установки позволит решать как традиционные задачи, так и на качественно новом уровне задачи оценки характера насыщения, особенно для газонасыщенных пластов. Здесь технология временных замеров заменяется технологией единовременного замера за счет различного влияния «дефицита плотности» газонасыщенных пластов на методы ННК и НГК.

Во второй главе изложены физико-геологические условия применения хлорного каротажа. Хлор - один из наиболее радиационно-активных элементов, входящих в состав пластовых вод нефтегазовых месторождений. Хлор обладает аномальными свойствами по поглощению тепловых нейтронов и гамма-излучению радиационного захвата тепловых нейтронов.

На рисунке 1 приведены результаты сопоставления минерализации по хлору с общей минерализацией (а, б) и плотностью пластовых вод для нефтегазовых провинций России и осадочного комплекса нефтяных месторождений Татарии (б).

Рисунок 1. Сопоставление общей минерализации (а) и плотности пластовых вод (б) с минерализацией по хлору для различных типов осадочных комплексов горных пород по нефтегазоносным провинциям России

На рисунке 1, а также нанесены точки, соответствующие общей минерализации воды по хлористому натрию и минерализации воды по хлору. Точки, соответствующие минерализации по хлористому натрию, хорошо ложатся на осредненную зависимость общей минерализации пластовой воды от минерализации ее по хлору.

Полученные данные свидетельствуют о высокой степени корреляции (на уровне 99%) между содержанием хлора и общей минерализацией, а также плотностью пластовой воды. С увеличением содержания хлора увеличивается общая минерализация и плотность пластовой воды. Следовательно, хлор - доминирующий химический элемент в пластовых водах с высокой атомной массой (35,45 ед.).

Из анализа физико-геологических условий применения хлорного каротажа для исследований геологических разрезов нефтяных скважин следует:

- при определении К_н наилучшие результаты получаются в коллекторах с высокой пористостью К_п >15% и высокой минерализацией пластовой воды (более 150 г/л);

- для определения К_н с относительной погрешностью 10-15% требуется высокая точность определения исходных данных, особенно минерализации пластовой воды и коэффициента пористости, относительные погрешности определения которых должны быть не более 1-1,5%, а плотность пластовой воды не более 0,001%. Относительные погрешности определения объемной минерализации в водоносном и нефтеносном пластах не должны превышать 10-15%.

Помехами, осложняющими связь между характером насыщения пласта и показаниями хлорного каротажа, являются:

- литология;

- изменчивость минерализации пластовых вод по стратиграфическим разделам;

- минерализация пластовой воды, применяемой для поддержания пластового давления воды;

- солянокислотная обработка, приводящая к повышению содержания хлора в нефтеносных пластах;

- наличие заколонных перетоков пластовых или закачиваемых вод из-за некачественного цементирования колонн;

- выпадение гипса из пластовых вод из-за нарушения термобарических и геохимических условий в пластах-коллекторах в ходе эксплуатации нефтегазовых месторождений;

- закачка пресных вод для поддержания пластового давления;

- наличие газоносных пластов и заколонных скоплений попутного газа.

При геологической интерпретации хлорного каротажа в обязательном порядке должна анализироваться геолого-промысловая и геофизическая информация по исследуемой и соседним скважинам.

В третьей главе приведены экспериментальные исследования пространственно-энергетического распределения полей тепловых нейтронов и ГИРЗ на моделях пластов зондовой установкой аппаратуры СПРК-90. Для исследований характера связей между геологическими параметрами (литология, характер насыщения порового пространства, коэффициент пористости, диаметр скважины, характер заполнения скважины) и регистрируемыми аналитическими параметрами полей тепловых нейтронов, гамма-полей ГИРЗ и их энергетическими свойствами был выполнен большой объем экспериментальных работ в метрологических центрах: ОАО НПП «ВНИИГИС» (г. Октябрьский), НУ РЦСП ГП «Урал» (г. Уфа), ОАО «ТНГ-Групп» (г. Бугульма), ООО «Оренбурггеофизика» (г. Оренбург).

В результате экспериментальных работ установлено:

- Характер зависимости функции хлора от функции пористости инверсный. Наиболее сильно это проявляется для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра F(Cl_м), и пресного заполнения скважины. Исключение составляет экспериментальная зависимость для функции хлора, рассчитанной по «жесткой» части спектра F(Cl_ж), для случая обсаженной скважины, заполненной соленой водой с минерализацией 150 г/л. В области малых значений пористости с увеличением К_п функции F(Cl_м) и F(Cl_ж) убывают (особенно при пресном насыщении пластов). При пористости, превышающей значения К_п10-20%, функции хлора возрастают. При этом точка инверсии определяется минерализацией воды в порах и пористостью моделей. С увеличением минерализации воды в порах точка инверсии смещается в сторону уменьшения пористости.

- Величина «хлорного эффекта» как соотношение показаний между пресной и соленой водой (200 г/л), заполняющей поровое пространство, для F(Cl_ж) увеличивается с увеличением пористости и достигает 600-700% при К_п = 30-35% для кварцевого песчаника и практически не зависит от скважинных условий (заполнение скважины, наличие обсадной колонны).

- Литология модели оказывает существенное влияние на характер зависимости между геологическими и аналитическими параметрами, особенно при низких значениях пористости для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра, и пресном заполнении скважины. Точки начальных координат для известняка и кварца, соответствующие К_п = 0,6% и С = 0 г/л, определяются скважинными условиями (заполнение скважины, наличие обсадной колонны). При малых значениях пористости влияние литологического фактора существенно, особенно для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра, и заполнения скважины пресной водой. Влияние литологии уменьшается при заполнении скважины соленой водой, что характерно для большинства нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья, Восточной Сибири и т.д. Следует отметить, что дифференциация показаний функции хлора для литологии известняка меньше, чем для литологии кварца, на 30-50%. Изменение литологии известняка на литологию кварца при низких значениях пористости (К_п<10-15%) будет приводить к увеличению эквивалентного содержания «хлора» в породе, а при высоких значениях пористости (К_п>15-20%) - к уменьшению эквивалентного содержания «хлора». Эти закономерности наиболее характерны для функции хлора, рассчитанной по «мягкой» части спектра и при пресном заполнении скважины.

- Изменение состава насыщающего флюида от пресной воды к дизельному топливу также приводит к увеличению эквивалентного содержания «хлора» в породе примерно на 15-20 г/л.

- Влияние газа (воздухонасыщенные модели известняка и кварца с К_п20%) эквивалентно увеличению содержания хлора в коллекторе по сравнению с пластами, заполненными пресной водой. При этом следует отметить, что относительная величина влияния газа на функцию F(Cl_м) больше, чем на функцию F(Cl_ж).

- Влияние пресного или соленого (затворенного на воде с минерализацией 180 г/л) цементного камня на зависимости типа F(Cl_ж) = F(К_п) в первом приближении аналогично влиянию заполнения скважины и заколонного пространства пресной или соленой водой соответственно.

В четвертой главе приведена функциональная схема аппаратуры хлорного каротажа СПРК-90, рассмотрены конструктивные особенности прибора и зондовой части, метрологическое обеспечение и методика скважинных измерений.

Для калибровки приборов хлорного каротажа были изготовлены металлические емкости диаметром 1 м и высотой 1,5 м, которые были заполнены минерализованной водой с различной концентрацией хлористого натрия. Плотность минерализованной воды измерялась набором ареометров типа 1 с пределом измерений 0,7-1,84 г/см³. Ареометры соответствовали ГОСТ 18481-81 и были поверены Центром стандартизации, метрологии и сертификации Республики Башкортостан 23.10.2007 г. Абсолютная погрешность определения плотности не превышала 0,001 г/см³. Плотность минерализованной воды в емкости составляла 1,000; 1,015; 1,021; 1,053; 1,093; 1,187 г/см³.

В пятой главе приведена схема интерпретации результатов измерений методом хлорного каротажа.

Эксплуатационные скважины нефтегазовых месторождений России в большинстве случаев имеют диаметр 190, 215 мм и обсажены в продуктивной части колонной диаметром 5-6, обычно заполнены пластовой водой с минерализацией 20-150 г/л, реже технической водой с минерализацией 1-5 г/л.

При геологической интерпретации СНГК-Cl в комплексе с 2ННКт в условиях нефтегазовых месторождений России необходимо исходить из того, что для большинства нефтяных залежей минерализация пластовых вод составляет 20-250 г/л, коэффициент нефтенасыщенности К_н = 70-80%. Следовательно, остаточная водонасыщенность составляет 20-30%, нефтеносный пласт эквивалентен водоносному с минерализацией пластовой воды около 4-80 г/л. В итоге, учитывая различия ядерно-физических свойств пресной воды и нефти, чисто нефтеносные пласты будут характеризоваться как водоносные с минерализацией 30-90 г/л для минерализованных пластовых вод 150-200 г/л. Для пресных пластовых вод с минерализацией менее 1 г/л нефтеносные пласты будут характеризоваться как водоносные с минерализацией 15-20 г/л, так как нефтяные пласты относительно водоносных характеризуются повышенным эквивалентным содержанием хлора за счет дефицита плотности.

Выше указывалось, что наряду с характером насыщения и другими геолого-техническими факторами на характер зависимости F(Cl) = F(К_п) существенно влияет пористость. Для исключения влияния пористости на функцию хлора F(Cl) для пресных водоносных пластов с номинальным диаметром скважины и постоянной литологией вычисляется функция F(Cl_пв):

F(Cl_пв) = аЧF(К_п)² + bЧF(К_п),

где F(Cl_пв) - функция хлора пресного пласта;

a и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине.

F(К_п) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт.

Учет F(Cl_пв) позволяет пласты, насыщенные пресной водой, привести к “нулевому” уровню. Интерпретационным параметром, более тесно связанным с содержанием хлора в поровом пространстве, может быть функция массы хлора F[M(Cl)], вычисляемая следующим образом:

F [M(Cl)] = F(Cl_тек)-F(Cl_пв),

где F(Cl_пв), F(Cl_тек) - функции, описывающие положение точек, соответствующих насыщению пластов пресной водой (крайних нижних на кросс-плоте F(Cl)-F(К_п)), и текущее значение. Величина F[M(Cl)] пропорциональна произведению К_пЧК_в.

Функция массы хлора F [M(Cl)] вычисляется для кросс-плотов типа F(Cl_ж) = F(К_п), F(Cl_м) = F(К_п), F(Cl_ннк) = F(К_п). Коэффициент нефтенасыщенности К_н (остаточной нефтенасыщенности) является одним из основных параметров при пересчете запасов месторождения в ходе эксплуатации, величину которого формально можно подсчитать по хлорному каротажу. Здесь следует четко понимать, что формальное значение К_н совпадает с истинным по пластам, в которых выдерживаются геолого-технические условия, соответствующие применению метода для определения К_н. геологический нефтегазовый хлорный каротаж

На рисунке 2 изображена схема интерпретации методов СНГК-Сl и 2ННКт в обсаженных скважинах для определения характера насыщения коллекторов в условиях минерализованных пластовых вод с минерализацией 150-200 г/л. (а), определение характера насыщения в условиях пресных вод с минерализацией пластовых вод менее 1 г/л и плотностью нефти менее 0,7-0,8 г/см³ (б) и определение состава углеводородов в коллекторе при условии пресных пластовых вод (в). Показания F(Cl_ж) нормированы на показания в точке, соответствующей К_п = 0%.

а

б

в

Рисунок 2. Схема интерпретации методов СНГК-Cl и 2ННКт в обсаженных скважинах для определения характера насыщения коллекторов в условиях минерализованных пластовых вод (а), определение коэффициента нефтенасыщенности в условиях пресных вод (б) и определение состава углеводородов в коллекторе (в) в условиях пресных пластовых вод. Показания F(Cl_ж) нормированы на показания в точке, соответствующей К_п=0%

Для расчета формального значения К_н необходимо знание величины функции хлора (F(Cl_вп)), соответствующей пластам, насыщенным минерализованной водой, которая может быть вычислена как огибающая кривая крайних верхних точек на кросс-плоте F(Cl) = F(К_п). Величина коэффициента нефтегазонасыщенности К_н при К_н 100% в нефтеносном пласте рассчитывается следующим образом:

где F(Cl_вп), F(Cl_нп), F(Cl_тек) - значения функции хлора, соответствующие пластам, насыщенным минерализованной водой, нефтью, и текущему значению, одной пористости.

Исходя из вышеприведенных доводов, К_н нефтеносного пласта в среднем составляет 70%, поэтому текущее значение К_н вычисляется следующим образом:

,

где параметр - в первом приближении учитывает коэффициент нефтенасыщенности нефтеносного пласта и «хлорный эффект», связанный с отличием ядерно-физических свойств пресной воды и нефти.

Определение коэффициентов a и b для функции хлора, соответствующих водоносным, нефтеносным и газоносным пластам, производится для конкретных геолого-технических условий по фактическим кросс-плотам F(Cl_ж) = F(K_п). В случае минерализованных пластовых вод вычисление функции F(Cl_вп) = F(K_п), соответствующей водоносным пластам (3-4 точки), производится по известным водонасыщенным пластам, что на кросс-плоте соответствует максимальным значениям функции F(Cl). Функция нефтенасыщенного пласта F(Cl_нп) = F(K_п), соответствующая нефтеносным пластам, вычисляется по известным нефтеносным пластам, а также по их геологическим эквивалентам: глинистым неразмытым пластам-неколлекторам (в глинах нет хлора), что соответствует минимальным значениям F(Cl) (3-4 точки). Точка пересечения двух зависимостей F(Cl_вп) = F(K_п) и F(Cl_нп) = F(K_п), соответствующая геологическому эквиваленту К_п = 0%, определяется по известным плотным пластам с К_п~0%. В случае отсутствия в разрезе плотных пластов точка определяется теоретически, как точка пересечения двух зависимостей F(Cl_вп) = F(K_п) и F(Cl_нп) = F(K_п), с привлечением результатов экспериментальных работ для соответствующих геолого-технических условий.

В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин газонасыщенных пластов на кросс-плоте F(Cl) = F(K_п) в области низких значений функции F(K_п) (слабо реагирующих на объемное содержание газа) формируется облако точек с высокими значениями F(Cl), сильно дифференцированных в зависимости от объемного содержания газа. В первом приближении газонасыщенные пласты с максимальным коэффициентом газонасыщенности будут иметь минимальные значения F(K_п) и максимальные значения F(Cl_ж). Для геологических условий газовых скважин коэффициент газонасыщенности составляет 80-90%. Пласты с промежуточным газонасыщением будут располагаться в области между газонасыщенными и водонасыщенными пластами (см. рисунок 2, а). В этом случае при вычислении коэффициента газонасыщенности целесообразно пользоваться зависимостями F(K_п) = F(Cl) для описания уравнений для водонасыщенных F(К_п_вп) и газонасыщенных F(К_п_гп) пластов. Газонасыщенные пласты на кросс-плоте F(K_п) = F(Cl) будут соответствовать крайним нижним точкам, водонасыщенные пласты - крайним верхним точкам. Коэффициент газонасыщенности К_г определяется так:

В случае пресных пластовых вод алгоритм определения коэффициента нефтенасыщенности следующий:

Вычисление функции F(Cl_вп), соответствующей водонасыщенным пластам, производится по известным водонасыщенным пластам или глинистым неразмытым неколлекторам. Функция F(Cl_нп) вычисляется по известным нефтенасыщенным коллекторам, что соответствует максимальным значениям функции F(Cl) на кросс-плоте F(Cl_ж) = F(K_п) (см. рисунок 2, б). В случае пресных пластовых вод и при сложном составе углеводородов в коллекторе (тяжелая нефть, легкая нефть, конденсат, газ) определение характера углеводородов производится по кросс-плоту, представленному на рисунке 2, в.

Исходя из выше изложенного можно сделать следующие выводы:

- на основе экспериментальных работ предложены схемы геолого-геофизической интерпретации хлорного каротажа с целью определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности и состава углеводородов;

- в основу геологической интерпретации положены кросс-плоты с анализом распределений значений функций хлора F(Cl_ж), F(Cl_м), F(Cl_ннк) от функции пористости F(К_п) для исследуемых пород и имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации;

- по результатам аппроксимации координат точек, соответствующим реальному характеру насыщения, на кросс-плотах строятся зависимости, соответствующие водонасыщенным, нефтенасыщенным и газонасыщенным пластам. Исходные зависимости вводятся в программу обработки, и производится автоматическое определение коэффициентов К_г и К_н.

В шестой главе рассмотрены результаты исследований обсаженных скважин хлорным каротажем.

Геологическая информативность хлорного каротажа оценивалась в разных геолого-технических условиях нефтегазовых скважин Урало-Поволжья, Западной Сибири, Юго-Западного Казахстана, Китая. Общий объем исследований составляет около 300 скважин. На первых этапах интерпретации хлорного каротажа решалась задача определения коэффициента нефтенасыщенности в условиях двухфазного заполнения пород (вода - нефть). На следующем этапе в комплексе ГИС решалась задача определения коэффициента газонасыщенности и состава углеводородного флюида в пластах-коллекторах. Рассмотрим некоторые характерные примеры геологической интерпретации методов СНГК-Cl, 2ННКт, ИНК в скважинах Пермской области, выполненные на начальных стадиях внедрения метода. Интерпретация здесь производилась в рамках двухкомпактной модели жидкостной среды нефть-вода.

Рисунок 3. Результаты интерпретации методов ИННК, СНГК-Сl, 2ННКт по скважине №956 Москудьинской площади

Рисунок 4. Кросс-плоты F(Cl_ж)-F(К_п) и F(1/)-F(К_п) по скважине №956 Москудьинской площади. См. рисунок 3

Рисунок 5. Результаты интерпретации методов ИННК, СНГК-Сl, 2ННКт по скважине №900 Москудьинской площади

Рисунок 6. Кросс-плоты F(Cl_ж)-F(К_п) и F(1/)-F(К_п) по скважине №956 Москудьинской площади. См. рисунок 5

На рисунках 3, 4, 5, 6 приведены примеры обработки методов СНГК-Cl, 2ННКт, ИНК по скважинам №956, № 900 Москудьинского нефтяного месторождения. Месторождение разрабатывается с 1981 г. Для поддержания пластового давления на начальной стадии разработки применялась пресная вода. В настоящее время используются сточные воды, которые представляют собой минерализованные (100-150 г/л), смешанные из различных стратиграфических горизонтов воды, добываемые вместе с нефтью, или воды из отдельного водоносного горизонта.

На кросс-плотах F(Cl_ж)-F(К_п) и F(1/)-F(К_п) приведены уравнения аппроксимирующих зависимостей для нефтенасыщенных (НП) и водонасыщенных (ВП) пластов соответственно: F(Cl_ж_нп), F(Cl_ж_вп), F(1/_нп), F(1/_вп).

При формальной геологической интерпретации коллекторами считались пласты, для которых выполнялись следующие условия: 8% Кп 25%, ГК 3 мкР/ч.

По кросс-плотам F(1/)-F(К_п) (см. рисунки 4 и 6) выделяют группы пластов, у которых функция пористости F(К_п) имеет значение более 0,5-0,6 у.е. (пористость более 15-20%), при этом декремент затухания 1/ изменяется от значений для нефтеносных пластов до значений для водоносных пластов. Такое распределение характерно для пластов-коллекторов, в которых произошло выпадение гипса из пластовых вод из-за изменения геохимических условий. Увеличение содержание гипса в пластах-коллекторах приводит к увеличениям функции F(К_п) и декремента затухания. На рисунках 3 и 5, приведены результаты формальной обработки методов 2ННКт, ИННК, СНГК-Cl с целью определения К_н.

По скв. № 956 Москудьинской площади вычисленные значения К_п в карбонатных отложениях по комплексам методов 2ННКт-ИННК, 2ННКт-СНГК-Cl совпадают в нефтенасыщенных известняках. Выделяются отдельные пласты с большим разбросом величин К_н. При этом значения К_н, вычисленные по декременту затухания, превышают величины К_н, вычисленные по функции хлора, что можно объяснить недоучетом влияния газа, выделившегося из нефти в прискважинной зоне. Пласты в интервалах старой перфорации на глубинах 1446-1449 м, 1453-1456,5 м и пласт на глубине 1462,8-1470,9 м по результатам интерпретации ГИС-контроль задавлены. После изоляционных работ в интервалах старой перфорации произведено вскрытие пласта в интервале 1474-1477 м, в котором по комплексу ГИС в открытом стволе характер насыщения не был определен. После свабирования получен приток газированной нефти. Наличие газированной нефти подтверждает факт занижения К_н по результатам хлорного каротажа и сложный состав углеводородного флюида в коллекторе.

По скв. №900 Москудьинской площади вскрытие пласта в интервале 1112-1118 м с последующим испытанием путем свабирования дало приток нефти. Значительное расхождение величин К_н в интервале перфорации по комплексам методов 2ННКт-ИННК, 2ННКт-СНГК-Cl объясняется доломитизацией известняков.

Как показывают исследования, интерпретация СНГК-Cl, 2ННКт в комплексе с импульсными нейтронными методами ИНК (ИННК, ИНГК) в обсаженных скважинах позволяет повысить достоверность геологической интерпретации на 5-20%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе работы получены новые оригинальные результаты, имеющие практическое значение, основными из которых являются:

1. На основе обобщения геологической информации сформулированы требования к погрешностям определения хлора в породе с целью определения коэффициента нефтенасыщенности.

2. Выполнен цикл экспериментальных работ, в результате которых установлено:

- характер зависимости функции хлора от функции пористости инверсный;

- величина «хлорного эффекта» как соотношение показаний между пресной и соленой водой (200 г/л), заполняющей поровое пространство, для F(Cl_ж) увеличивается с увеличением пористости и достигает 600-700% при К_п = 30-35% для кварцевого песчаника и практически не зависит от скважинных условий (заполнение скважины, наличие обсадной колонны);

- на зависимость между геологическими и аналитическими параметрами влияет изменение литологии модели с известняка на кварц, особенно при низких значениях пористости;

- влияние газа, определяемого как дефицит «плотности и водородосодержания», эквивалентно увеличению содержания хлора в коллекторе по сравнению с пластами, заполненными пресной водой. При этом следует отметить, что относительная величина влияния газа по функцию F(Cl_м) больше, чем на функцию F(Cl_ж);

- влияние пресного или соленого (затворенного на воде с минерализацией 180 г/л) цементного камня на зависимость типа F(Cl) = F(К_п) в первом приближении аналогично влиянию заполнения скважины и заколонного пространства пресной или соленой водой.

3. Разработана комплексная скважинная аппаратура, обеспечивающая одновременное измерение пористости с погрешностью, достигнутой на базе широко применяемой в производственных геофизических организациях аппаратуры ДРСТ-3, СРК, РКП и др., и содержания хлора в водонасыщенных пластах-коллекторах с абсолютной погрешностью по эквиваленту плотности пластовой воды не более 0,0015 г/см³:

4. В результате геологической интерпретации хлорного каротажа, совместно с комплексом ГИС, удалось установить:

- характер насыщения и состава углеводородов в коллекторах обсаженных нефтегазовых скважин;

- характер насыщения коллекторов при плотности нефти 0,7-0,8 г/см³ и минерализации пластовых вод 15-20 г/л определить невозможно;

- достоверность результатов геологической интерпретации в комплексе с импульсными нейтронными методами ИНК (ИННК, ИНГК) на 5-20% за счет меньшего влияния доломитизации и сульфатизации разреза на комплекс СНГК-Сl, 2ННКт;

- характер состояния заколонного пространства в эксплуатационных скважинах, как наиболее подверженных влиянию процессов техногенного, геохимического и термобарического, при интерпретации комплекса методов СНГК-Cl, 2ННКт и ИНК;

- однозначность выделения пластов, насыщенных легкой нефтью, конденсатом, газом в условиях пресных пластовых вод, в комплексе с С/О каротажем.

Дальнейшие работы в области хлорного каротажа целесообразно сосредоточить в направлении повышения его информативности за счет применения детекторов с высокой эффективностью и высокой разрешающей способностью, использования нескольких зондов СНГК. Использование малых зондов СНГК позволит увеличить эффект выделения нефтеносных пластов за счет гамма-излучения неупругого рассеяния нейтронов.

В области геологических возможностей метода перспективным направлением является применение метода для выявления интервалов осолонения пресноводного бассейна верхних частей разрезов в старых районах нефтедобычи. Метод в комплексе с ИНК может быть использован для выявления интервалов заколонных (межколонных) скоплений газа, а также в водоносных пластах-коллекторах, залегающих в верхних частях разрезов. Эта проблема актуальна для предупреждения возможных выходов газа на дневную поверхность с образованием грифонов.

ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией

1. Лысенков А.И., Крылов Д.А., Таламанов Е.Н. Геологические основы и результаты применения хлорного каротажа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - №5. - С. 62-70.

2. Опыт применения ядерно-физических методов на нефтегазовых месторождениях в различных геолого-технических условиях / В.Т. Перелыгин, О.Е. Рыскаль, А.Н. Огнев, Р.Г. Гайнетдинов, В.А. Лысенков, Ш.В. Габбасов, А.Г. Коротченко // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2007. - Вып. 12 (165). - С.42-43.

3. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Губина А.И. Применение комплекса нейтронных методов на нефтегазовых месторождениях Пермской области // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2007. - Вып. 3. - С. 22-37.

4. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа / А.И. Лысенков, В.А. Лысенков, Ш.В. Габбасов, Л.К. Борисова, В.Н. Даниленко // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2008. - Вып. 6 (171). - С. 3-15.

5. Лысенков В.А., Ханипов З.З. Калибровка аппаратуры хлорного каротажа // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2008. - Вып. 6 (171). - С. 60-67.

6. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. Определение характера насыщения пластов и состава углеводородов по комплексу СНГК, 2ННК-Т (хлорный каротаж) в обсаженных нефтегазовых скважинах // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2010. - Вып. 5 (194). - С. 115-149.

Статьи, опубликованные в других изданиях

7. Лысенков В.А., Габбасов Ш.В., Муллагалеева Н.Р. Комплекс нейтронных методов для выявления техногенных скоплений газа в породах-коллекторах, заколонном и межколонном пространстве // Восьмая Уральская молодежная научная школа по геофизике: сб. науч. материалов. - Пермь: Горный институт УрО РАН, 2007. - С. 75-79.

8. Опыт применения ядерно-физических методов на нефтегазовых месторождениях в различных геолого-технических условиях / В.Т. Перелыгин, О.Е. Рыскаль, А.Н. Огнев, Р.Г. Гайнетдинов, В.А. Лысенков, Ш.В. Габбасов, А.Г. Коротченко // Геофизика на службе нефтяной промышленности: материалы VI Азербайджанской международной геофизической конференции, г. Баку, 14-20 октября 2007. Сессия Б. - Баку, 2007. - Вып. 6. - С. 83-84.

9. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа / А.И. Лысенков, В.А. Лысенков, Ш.В. Габбасов, Л.К. Борисова, В.Н. Даниленко // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. - 2008. - Вып. 6 (171). - С. 3-15.

10. Лысенков В.А., Муллагалеева Н.Р., Гулимов А.В. Опыт применения спектрометрических модификаций каротажа при морских инженерно-геофизических изысканиях // Научная конференция «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин»: тез. докл. VII конгресс нефтепромышленников России. Секция D. - Уфа, 2007. - С. 95-96.

11. Талалай А.Г., Лысенков В.А. Геологические основы и результаты применения хлорного каротажа // Молодые - наукам о Земле: Материалы межвузовской научной конференции студентов и молодых ученых. - М.: СНТО, 2008. - С. 277.

12. Лысенков В.А. Спектрометрический нейтронный гамма-каротажа в комплексе с методом 2ННКт для эксплуатации нефтегазовых скважин // Современные проблемы геофизики: сб. материалов IX Уральской молодежной научной школы по геофизике. Екатеринбург: УрО РАН. 2008. - С. 98-100.

13. Контроль за применением геолого-технических условий в нефтегазовых скважинах на основе нейтронных методов / А.И. Лысенков, В.А. Лысенков, Л.К. Борисова, Ш.В. Габбасов, В.Н. Даниленко // V Российско-Китайский симпозиум по промысловой геофизике, 23-26 сентября 2008 г. - Уфа: Изд. НПФ «Геофизика», 2008. Часть1. - С. 69-82.

14. Лысенков В.А., Габбасов Ш.В., Габбасова А.О. Выявление техногенных скоплений газа в породах-коллекторах, заколонном и межколонном пространстве комплексом нейтронных методов // Молодые - наукам о Земле: материалы межвузовской научной конференции студентов и молодых ученых. М.: СНТО, 2008. - С. 264.

15. Контроль за осолонением пресных вод и образованием скоплений газа методами ГИС в обсаженных скважинах / А.И. Лысенков, В.А. Лысенков, Н.Р. Муллагалеева, Ш.В. Габбасов // К эффективности через сотрудничество: сб. трудов II Международной геолого-геофизической конференции и выставки. г. Тюмень, 2-5 марта 2009. Геофизические исследования скважин при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. I электронный опт. диск (CD-ROM).

Размещено на Allbest.ru