Комплексирование методов с целью прослеживания ВНК, ГВК, ГНК

При разработке нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами применяют следующее:

  • 1) контроль за изменением положения ВНК и ГВК в скважинах;
  • 2) выделение работающих пластов в перфорированной (или не- обсаженной) части скважине и определения дебита отдельных пластов;
  • 3) изучение изменений состава и плотности жидкости по стволу скважины с целью выделения интервалов поступления нефти, газа и воды в скважину;
  • 4) исследование режимов работы эксплуатационных скважин путём определения положения и изменения во времени разделов нефть-вода и газ-вода в стволе работающей скважины;
  • 5) контроль за процессами интенсификации пластов (гидравлического разрыва пластов, солянокислотной обработки и т. п.);
  • 6) изучение технического состояния скважин (коррозия труб, состояние цементного кольца и т. п.).

Изменение положения ВНК и ГЖК в процессе разработки залежей может контролироваться электрическими методами при бурении новых эксплуатационных и оценочных скважин в зоне текущего положения контакта.

При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при законтурном или внутриконтурном заводнении пластов, определить контакт по изменению электрического сопротивления часто не удаётся, но иногда обводнение пласта удаётся обнаружить по уменьшению аномалий ПС (рис. 2.72).

Форма кривых Ucn в интервалах, обводняемых пресной водой

Рис. 2.72. Форма кривых Ucn в интервалах, обводняемых пресной водой.

Обводнение нижнего песчаного пласта, отделённого от необводняемого песчаного пласта глинистой перемычкой мощностью: а - 10 м, б - 1 м, в - 0,5 м, г - обводнение подошвы однородного песчаного пласта мощностью h; песчаники, насыщенные: 1-минерализованной водой (рпв), 2 - пресной водой (рпр); 3 - глины: [-рф> Рпр > PJ П~ Рф= Рпр > PJ Ш ~ Рпр >РФ> Р пв

Если пласт, подстилаемый и перекрываемый глинами, обводняется пресной водой то форма кривой U в скважине, вскрывшей такой пласт, определяется соотношением электрических удельных сопротивлений указанной воды р и фильтрата глинистого раствора рф. Если р < р против пласта наблюдается отрицательная (относительно линии глин) аномалия, при р > рф - аномалия положительная, при р = рф - аномалия отсутствует. Линия глин ниже и выше одна и та же.

Когда обводняется лишь подошвенная (кровельная) часть пласта, примыкающего к глинам, потенциалы Ucn против всего однородного пласта одинаковы, но наблюдается смещение в сторону отрицательных потенциалов линии глин со стороны опреснённой части пласта. Форма (и аномалия) кривой против однородного песчаного пласта, имеющего несколько обводненных интервалов, определяется лишь тем, какая вода находится в подошвенной и кровельной частях пласта, контактирующих с глинистыми пластами.

Характер внутренних прослоев не имеет существенного значения. На рис. 2.72 приведены кривые ?/ , рассчитанные для различных случаев обводнения. Но после крепления скважин стальными колоннами дальнейшее наблюдение за перемещением контактов стандартными электрическими методами становится невозможным.

Положение ГНК электрическими методами практически нельзя определить, поскольку как нефть, так и газ имеют практически бесконечное электрическое сопротивление. Поэтому, основным методом контроля за перемещением ГЖК и ВНК в настоящее время являются различные модификации нейтронных методов. Изменения контактов во времени нейтронными методами прослеживается путём периодических исследований в обсаженных скважинах. Определение ВНК нейтронными методами основано главным образом на содержании в пластовых водах хлористых солей. При насыщении пор минерализованной водой водоносный пласт отмечается более высокими показаниями на кривых НГК и пониженными показаниями на кривых ННК и ИННК по сравнению с нефтеносными пластами той же пористости и того же минерального состава. Достаточно надёжное определение ВНК по данным ННК-Т и НГК возможно в высокопористых коллекторах (кп не менее 20 %) при минерализации вод 150-200 г/л.

Совместное применение НГК и ННК-Т позволяет выделить ВНК и в более неоднородных пластах. Это возможно потому, что вариации водородосодержания вызывают на диаграммах НГК и ННК-Т изменения в одну и ту же сторону, а при колебаниях содержания хлора показания этих методов изменяются в разные стороны. Пример этого представлен на рис. 2.73, а: через 2 года ВНК поднялся до глубины 1815 м, т. е. на 2,5 м.

Определение перемещения водонефтяного контакта в неоднородных по пористости пластах. Сопоставление

Рис. 2.73. Определение перемещения водонефтяного контакта в неоднородных по пористости пластах. Сопоставление: а - нормированных диаграмм ННК-Т и НГК, б - диаграмм НГК, зарегистрированных в разные моменты времени (через 3 года)

Другой способ учёта положения ВНК, исключающий влияние колебаний пористости и глинистости пласта, - это сравнение кривых НГК (или ННК-Т), зарегистрированных в разное время. Пример выделения обводнившихся интервалов таким способом приведён на рис. 2.73, б. сопоставление двух диаграмм показывает, что в промежутке между двумя замерами обводнился интервал 1815-1817,5 м. Но эти методы наиболее однозначны при высокой минерализации вод.

Импульсные методы, обладая большей чувствительностью к содержанию хлора в породе, позволяют определять ВНК при гораздо меньшей минерализации пластовых вод (до 40-50г/л, а в особо благоприятных условиях и тщательных замерах с очень высокой точностью даже при минерализации 20-30 г/л). На рис. 2.73, в. показан интервал 1857-1875 м обводненного пласта (ранее он был продуктивным).

При больших колебаниях пористости пластов, что особенно часто наблюдается в карбонатных породах, ИННК комплексируют с методом, позволяющим определять эти изменения, например НГК или ННК. Пористость можно учитывать построением двухмерного графика, построенного для разделения нефтеносных и водоносных пластов по материалам ряда нефтеносных и водоносных пластов данной скважины. На графике (рис. 2.74) можно провести линию разделения, соответствующую критическому значению коэффициента нефтена- сыщенности, ниже которого пласт должен считаться обводнённым.

Разделение нефтеносных (1) и водоносных (2) пластов путём сопоставления декремента затухания поля тепловых нейтронов X и коэффициента пористости к

Рис. 2.74. Разделение нефтеносных (1) и водоносных (2) пластов путём сопоставления декремента затухания поля тепловых нейтронов X и коэффициента пористости кп

Автоматическое исключение влияния на показания изменений пористости по разрезу скважины при ИННК достигается, если используется двухзондовая модификация ИННК-КВ. При ИН- НК-КВ с двумя детекторами, расположенными на расстоянии х и 1г от импульсного источника нейтронов, регистрируется плотность нейтронов при временах задержки соответственно tx и t2 (в мс). Плотность нейтронов уменьшается с увеличением расстояния от источника и времени задержки после импульса источника. Скорость уменьшения нейтронов с расстоянием тем больше, чем больше пористость пласта; скорость временного спада увеличивается с увеличением как пористости, так и хлоросодержания поро- вого флюида. Это позволяет использовать различие показаний на двух зондах, обусловленное почти исключительно пористостью пласта. Отношение показаний двух зондов против водоносных пластов практически не зависит от изменений их пористости в довольно широком диапазоне.

В то же время показания против пластов, насыщенных нефтью или пресной водой, отмечаются превышением показаний малого зонда по сравнению с большим зондом. На диаграммах положительными приращениями (превышением показаний малого зонда) отмечаются в основном пласты насыщенные нефтью или имеющие зону проникновения относительно пресного фильтрата. Если скважина простояла длительное время и зона проникновения успела расформироваться, а литологический состав пород постоянен по разрезу, положительными приращениями характеризуются лишь нефтеносные коллекторы (рис. 2.75)

Значительно более сложная задача - определение интервалов, обводняемых пресной или слабоминерализованной водой. В настоящее время нет таких методов, которые позволили бы в обсаженных скважинах надёжно разделять нефтеносные пласты и пласты, насыщенные водой минерализация которой ниже 20-25 г/л при высокой пористости (30 %) и 50-70 г/л при низкой пористости (10 %) пластов.

Разделение нефтеносных и водоносных пластов импульсным нейтронным методом с компенсацией влияния водородосодержания

Рис. 2.75. Разделение нефтеносных и водоносных пластов импульсным нейтронным методом с компенсацией влияния водородосодержания: 1 - глины,

2 - известняки, 3 - глинистые известняки; участки диаграмм, соответствующие пластам; 1 — = 40 см, t; = 1000 мкс; 1-1, = 40 см, t, = 1000 мкс

Методики, позволяющие в принципе различать нефтеносные и водоносные пласты с пресной водой:

  • 1) способ закачки в пласт меченых жидкостей, избирательно проникающих в пласт. Из-за существенного различия фазовых проницаемостей воды и нефти в нефтеносном и водоносном пластах закачиваемая в скважину вода легче поглощается водоносными и обводненными пластами, а не нефтеносными. Наоборот, нефть лучше проникает в нефтеносную часть пласта. Если в перфорированную скважину закачивать нефть (воду), меченную радиоактивными веществами, то она, проникая в нефтеносную (водоносную) часть пласта, повышает её радиоактивность. Путём проведения (дважды) замеров ГК до и после закачки меченной жидкости можно легко обнаружить нефтеносную и водоносную части пласта. Метод целесообразно использовать лишь в сложных случаях (например, низкопористые трещинные коллекторы), где более простые методы неэффективны;
  • 2) способ резкого снижения забойного давления с целью разга- зирования нефти в прискважинной части пласта. При снижении давления ниже давления насыщения часть растворённого газа выделяется из нефти и образует пузырьки. Содержание водорода в единице объёма породы снижается, пласт по существу становится нефтегазовым и на кривых нейтронных методов отмечается более высокими показаниями по сравнению с нефтеносными и водоносными;
  • 3) способ, основанный на различной скорости расформирования зоны проникновения фильтрата глинистого раствора, если бурение проводить на солёном растворе. В пластах, обводнённых пресной водой, фильтрат солёного раствора, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется значительно быстрее, по сравнению с нефтеносными пластами, где солёная вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, проводя измерения ИННК или ИНГК (рис. 2.76) через время, достаточное для опреснения зоны проникновения в обводнённых пластах, можно выделять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводнёнными пластами.
Пример выделения нефтеносных пластов по результатам НК-Т в работающей (1) и остановленной (11) скважинах

Рис. 2.76. Пример выделения нефтеносных пластов по результатам НК-Т в работающей (1) и остановленной (11) скважинах.

Пласты: 1- нефтеносные, 2 - обводнённые, 3 - водоносные

Подобные исследования можно проводить и в старых скважинах, закачивая солёную воду, раствор буры, борной кислоты в интервал перфорации и выполняя временные исследования импульсными нейтронными методами с целью определения последовательности расформирования зоны проникновения в отдельных пластах;

  • 4) продолжительность исследований на месторождениях с поддержанием пластового давления можно сократить, если после закачки индикаторных веществ отобрать жидкость из скважины при различных режимах. Пласты, обводнённые пресной водой, обычно имеют повышенное давление и отдают закачанную жидкость при меньшей депрессии. Поэтому повторные замеры ИНК (до и после начала отбора жидкости) позволяют обнаружить обводнённые интервалы по большей скорости удаления закачанной жидкости и восстановления их первоначальных свойств, наблюдавшихся до закачки индикатора. Очищение нефтеносных интервалов происходит обычно позже при более интенсивном дренировании пласта. Такой способ даёт возможность одновременно определять как интервалы обводнения, так и полную мощность работающих интервалов;
  • 5) более простой, по сравнению с другими, способ введения в нефтеносные пласты пуль с радиоактивными изотопами. Носителем изотопов в пуле является химическое вещество, реагирующее с водой, но не с нефтью. Нефтеносный пласт вскрывается такими мечеными пулями, приспособленными для стрельбы перфораторами ТПК-22. после этого проводят замер ГК, который позволяет установить местонахождение таких пуль. При обводнении пласта вокруг пули носитель изотопов разрушается и размывается водой; повторный замер ГК указывает на исчезновение или сильное снижение аномалии, обусловленной активной пулей;
  • 6) на ряде нефтяных месторождений Татарстана, западной Сибири, Мангышлака и других районов установлена возможность определения обводнённых пластов путём повторных замеров ГК. Обводняющиеся интервалы отмечаются повышением гамма-активности обводнённых пластов по сравнению с их активностью до обводнения (рис. 2.77).
Выделение обводнённых интервалов порадиохимиическому эффекту

Рис. 2.77. Выделение обводнённых интервалов порадиохимиическому эффекту:

1 - глины, 2 - алевролиты, 3 - продуктивные песчаники, 4 - интервал обводнения;

I- диаграмма, зарегистрированная во вновь пробуренной скважине;

II- то же, но после обводнения скважины в процессе эксплуатации

Природа этого радиохимического эффекта заключается в следующем. Интенсивное движение вод в процессе разработки залежи способствует переходу в пластовую воду изотопов радия, накапливающихся в нефти, твёрдом скелете и связанной воде за счёт распада содержащихся в породе и нефти урана и тория. В результате концентрация радия в переднем фронте воды, вытесняющей нефть, может до 100 раз превышать его обычную концентрацию. При прохождении вод мимо цементного кольца в неперфорированных или прохождении через перфорационные отверстия в перфорированных пластах происходит сорбция цементом избытков радия. Помехами в использовании этого метода являются заколонные перетоки, вызывающие повышение радиоактивности в нефтеносных интервалах и ложные аномалии за счёт сорбции радия в кон- струционных элементах;

  • 7) перспективен для разделения нефтеносных и водоносных пластов в обсаженных трубами скважинах независимо от минерализации вод акустический метод. Нефтеносные и водоносные пласты несколько различаются по скорости распространения и довольно сильно по затуханию упругих колебаний. Для повышения эффективности разделения продуктивных и водоносных пластов необходим совместный анализ кривых затухания продольных и поперечных волн;
  • 8) перспективным для выделения обводнённых неглинистых коллекторов является волновой диэлектрический метод. Диэлектрическая проводимость обводнённых пластов при прочих равных условиях в 2-3 раза выше диэлектрической проводимости нефтеносных пластов;
  • 9) возможно разделение работающих нефтеносных и водоносных частей пласта по различию дроссельного эффекта в них. Результатом этого эффекта является различие температур нефтеносной и водоносной частей на 0,015-0,04 °С на каждую атмосферу депрессии на пласт. Однако использование этого эффекта требует высокой точности замеров температуры и возможно лишь в нижней части пласта, где влияние калориметрического эффекта, возникающего из-за смешения жидкостей разных интервалов, не увеличивает дроссельный эффект;

10) определение ГНК и ГВК, выполняемое почти исключительно нейтронными методами, основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому при равной пористости газонасыщенный пласт на диаграммах всех нейтронных методов отмечается повышенными показаниями по сравнению с аналогичными по другим свойствам нефтеносным или водоносным пластами (рис. 2.78).

Определение газонефтяного и водонефтяного контактов нейтронными методами. Песчаники

Рис. 2.78. Определение газонефтяного и водонефтяного контактов нейтронными методами. Песчаники: 1 - газоносные,

2 - нефтеносные, 3 - водоносные, 4 - глины

Однако повышенными показаниями на диаграммах НК отмечаются также и низкопористые (плотные) породы. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных коллекторов, можно использовать данные других методов, зависящих от пористости (ГГК-П или АК).

Выводы

Изменение положения ВНК и ГЖК в процессе разработки залежей может контролироваться электрическими методами при бурении новых эксплуатационных и оценочных скважин в зоне текущего положения контакта.

Определение ВНК нейтронными методами основано главным образом на содержании в пластовых водах хлористых солей. Достаточно надёжное определение ВНК по данным ННК-Т и НГК возможно в высокопористых коллекторах (кп не менее 20 %) при минерализации вод 150-200г/л.

Вариации водородосодержания вызывают на диаграммах НГК и ННК-Т изменения в одну и ту же сторону, а при колебаниях содержания хлора показания этих методов изменяются в разные стороны. Импульсные методы, обладая большей чувствительностью к содержанию хлора в породе, позволяют определять ВНК при гораздо меньшей минерализации пластовых вод (до 40-50 г/л, а в особо благоприятных условиях и тщательных замерах с очень высокой точностью даже при минерализации 20-30 г/л). Автоматическое исключение влияния на показания изменений пористости по разрезу скважины при ИННК достигается, если используется двухзондовая модификация ИННК-КВ. Показания против пластов, насыщенных нефтью или пресной водой, отмечаются превышением показаний малого зонда по сравнению с большим зондом.

На диаграммах положительными приращениями (превышением показаний малого зонда) отмечаются в основном пласты насыщенные нефтью или имеющие зону проникновения относительно пресного фильтрата. Если скважина простояла длительное время и зона проникновения успела расформироваться, а литологический состав пород постоянен по разрезу, положительными приращениями характеризуются лишь нефтеносные коллектора. В способе закачки в пласт меченых жидкостей, избирательно проникающих в пласт, из-за существенного различия фазовых проницаемостей воды и нефти в нефтеносном и водоносных пласта закачиваемая в скважину вода легче поглощается водоносными и обводненными пластами, а не нефтеносными. Наоборот, нефть лучше проникает в нефтеносную часть пласта. Если в перфорированную скважину закачивать нефть (воду), меченную радиоактивными веществами, то она, проникая в нефтеносную (водоносную) часть пласта, повышает её радиоактивность.

Способ резкого снижения забойного давления с целью разгазиро- вания нефти в прискважинной части пласта. При снижении давления ниже давления насыщения часть растворённого газа выделяется из нефти и образует пузырьки. Содержание водорода в единице объёма породы снижается, пласт по существу становится нефтегазовым и на кривых нейтронных методов отмечается более высокими показаниями по сравнению с нефтеносными и водоносными

Способ, основанный на различной скорости расформирования зоны проникновения фильтрата глинистого раствора, если бурение проводить на солёном растворе. В пластах, обводнённых пресной водой, фильтрат солёного раствора, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется значительно быстрее, по сравнению с нефтеносными пластами, где солёная вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, проводя измерения ИННК или ИНГК через время, достаточное для опреснения зоны проникновения в обводнённых пластах, можно выделять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводнёнными пластами.

Пласты, обводнённые пресной водой, обычно имеют повышенное давление и отдают закачанную жидкость при меньшей депрессии. Очищение нефтеносных интервалов происходит обычно позже при более интенсивном дренировании пласта. Такой способ даёт возможность одновременно определять как интервалы обводнения, так и полную мощность работающих интервалов.

Способ введения в нефтеносные пласты пуль с радиоактивными изотопами. Носителем изотопов в пуле является химическое вещество, реагирующее с водой, но не с нефтью. При обводнении пласта вокруг пули носитель изотопов разрушается и размывается водой; повторный замер ГК указывает на исчезновение или сильное снижение аномалии, обусловленной активной пулей.

Обводняющиеся интервалы отмечаются повышением гамма-активности обводнённых пластов по сравнению с их активностью до обводнения.

Интенсивное движение вод в процессе разработки залежи способствует переходу в пластовую воду изотопов радия, накапливающихся в нефти, твёрдом скелете и связанной воде за счёт распада содержащихся в породе и нефти урана и тория. В результате концентрация радия в переднем фронте воды, вытесняющей нефть, может до 100 раз превышать его обычную концентрацию. При прохождении вод мимо цементного кольца в неперфорированных или прохождении через перфорационные отверстия в перфорированных пластах происходит сорбция цементом избытков радия. Помехами в использовании этого метода являются заколонные перетоки, вызывающие повышение радиоактивности в нефтеносных интервалах и ложные аномалии за счёт сорбции радия в конструционных элементах.

Нефтеносные и водоносные пласты несколько различаются по скорости распространения и довольно сильно по затуханию упругих колебаний. Для повышения эффективности разделения продуктивных и водоносных пластов необходим совместный анализ кривых затухания продольных и поперечных волн.

Диэлектрическая проводимость обводнённых пластов при прочих равных условиях в 2-3 раза выше диэлектрической проводимости нефтеносных пластов. Возможно разделение работающих нефтеносных и водоносных частей пласта по различию дроссельного эффекта в них. Результатом этого эффекта является различие температур нефтеносной и водоносной частей на 0,015-0,04 °С на каждую атмосферу депрессии на пласт.

Определение ГНК и ГВК, выполняемое почти исключительно нейтронными методами, основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому при равной пористости газонасыщенный пласт на диаграммах всех нейтронных методов отмечается повышенными показаниями по сравнению с аналогичными по другим свойствам нефтеносным или водоносным пластами.

Контрольные вопросы

  • 1. В каких случаях НК наиболее эффективен?
  • 2. Почему в обводнённых неглинистых коллекторах эффективен ВДК?
  • 3. В каких случаях для решения этой задачи можно использовать ГК?
  • 4. Какой наиболее метод из всех вышеперечисленных наиболее простой?
  • 5. Обоснуйте комплексирование методов НГК и ННК?
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >