Способ повторного каротажа

 

Способ широко используется при изучении разрезов поисковых и разведочных скважин. Метод основан на контроле процесса расформирования зоны проникновения, путём проведения повторных каротажей через определённые промежутки времени без перфорации обсадной колонны.

В нефтегазонасыщенные пласты при бурении скважин проникает фильтрат промывочной жидкости, образуя зону проникновения. В пределах зоны проникновения нефтегазонасыщенных пластов изменяются его:

- водонасыщенность (от остаточной до начальной);

- минерализация пластовой воды;

- плотность пород.

Изменение этих характеристик во времени (при расформировании зоны проникновения) связано с фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллектора. Пласты, в которых фиксируется ЗП и которые расположены в пределах контура залежи, являются, как правило, заведомо нефтегазонасыщенными.

Наличие зоны проникновения в необсаженных скважинах наиболее эффективно устанавливается по данным повторного электрического каротажа.

Из радиоактивных методов для этой цели при изучении газовых залежей используется ГГК-П, который эффективен, если в период между замерами в исследуемые пласты происходила динамическая фильтрация промывочной жидкости (проработка или расширение ствола скважины, смена безводной ПЖ на глинистый раствор и т. д.).

Скорость расформирования ЗП после крепления скважины зависит от взаимодействия цементного камня и пласта. Из цементного раствора нефтегазонасыщенные пласты поглощают воду, а при схватывании цемент поглощает воду из пластов. При этом может быть поглощена вся вода, кроме остаточной. В процессе схватывания цемента понижается давление в прискважинной зоне и газ (нефть) из пластов может поступать в затрубное пространство.

В прискважинной части низкопроницаемых пластов скапливается газ (нефть), который сохраняется вплоть до освоения пластов. Со временем цемент аккумулирует соли, содержащиеся в воде. Процесс осолонения цемента необратим, так как соли вод реагируют с солями цемента. В итоге происходит коррозионное разрушение его. Изменения цемента наиболее значительны в водонасыщенных высокопроницаемых пластах, в которые интенсивно поступал высокоминерализованный фильтрат промывочной жидкости.

Протекание процесса формирования и особенно расформирования ЗП в прискважинной части позволяет выявлять пласты, входящие в hэф, путем проведения повторного каротажа методами, показания которых зависят от водонасыщенности Кв пласта, его плотности и минерализации пластовой воды.

Контроль процесса расформирования ЗП позволяет выявлять продуктивные пласты, слагающие hэф, путем проведения каротажа до и после крепления скважины. Для контроля за процессом расформирования зоны проникновения для газонасыщенных коллекторов используются нейтронные стационарные и импульсные методы каротажа, при изучении нефтенасыщенных отложений -импульсные.

Для решения задачи определения эффективной мощности газоносных пластов чаще всего используются следующие методы повторного каротажа [14]: ННК, НГК+ ГК, ИННК, АКЦ и ЦГГК, термометрия.

Обработка данных повторного каротажа заключается в следующем

1. Выделяют одноименные пласты на сопоставляемых кривых каротажа, вводят необходимые поправки в каротажные кривые и определяют коэффициент затухания интенсивности по ННК, время жизни теплового нейтрона по ИННК, изменение температуры и другие параметры т. п.).

2. По результатам измерений против опорных пластов с неизменившимся насыщением за время между замерами (глины, плотные породы) определяют параметры а и b линейной зависимости

у = ах + b, (55)

связывающей исправленные показания у (вышеописанных коэффициентов) полученных при проведении начального и повторного каротажей, а также погрешности определения указанных параметров и их дисперсию ².

3. По значениям а и b показания против каждого исследуемого пласта приводят по уравнению (57) к условиям повторного каротажа и определяют расчетное у, и сравнивают с наблюдёнными. Для пластов, у которых изменения в расчётных и наблюдённых параметрах превышает дисперсию относятся к нефтегазонасыщенным. По степени отклонения этих значений можно судить о динамической пористости и определять эффективную мощность нефтегазонасыщенного коллектора при наличие критических величин дисперсии.

Чувствительность способа повторного каротажа к выделению нефте-газонасыщенных пластов может быть увеличена путем проведения при каждом каротаже многократных измерений или нескольких видов повторного каротажа.

 

1.16.3 Способ определения h_эф на основе статистического анализа геофизических и геолого-промысловых данных.

 

Способ статистического анализа геофизических и геолого-промысловых данных основан на обобщении данных каротажей на все продуктивные пласты исследуемого разреза а также геолого-промысловой информации о нефтегазонасыщенности или возможной нефтегазоотдаче отдельных, подробно изученных, пластов. Эта информация образует исходную выборку (ИВ). По ней устанавливают граничные (критические) значения геофизических параметров Пкр, соответствующих нефтегазонасыщенным и водонасыщенным пластам, а также пластам, слагающих h_эф при заданном режиме разработки и не составляющим h_эф.

Полученные значения Пкр используются для выработки критериев выявления нетегазонасыщения и определения эффективной мощности пластов.

1) методика регрессионной оценки Пкр.

В неоднородных по ФЕС разрезах при наличии большого объема поинтервальных испытаний пластов Пкр определяют путем сопоставления результатов каротажей с удельным коэффициентом продуктивности Кпр (дебит скважины, получаемый на единицу пластовой депрессии полученным по промысловым данным).

По этим данным для каждого метода ГИС находится регрессионная зависимость между геофизическим параметром пласта и величиной Ппр. По этой зависимости определяют критическую величину Пкр.

Например, по корреляционным связям между коэффициентом проницаемости определёнными по геофизическим данным находят граничные значения данных каротажа, которые соответствуют критическим значениям Кпр. Полученная таким образом критическая проницаемость является условной, соответствующей принятому техническому уровню и экономике разработки месторождения нефти или газа.

2) Методика классификационной оценки Пкр.

Эта методика применима, когда число сопоставлений промысловых сведений о нефтегазонасыщенности (нефтегазоотдаче) с данными, рассчитанными по каротажным диаграмма достаточно для получения двух статистически представительных выборок для пластов — нефтегазонасыщенной (или слагающих h_{эф либо} h_нг) и непродуктивной (не принадлежащих к h_эф). Представительность каждой выборки должна быть не менее 40 значений [14].

 

1.16.4 Способы каротаж-воздействие-каротаж (КВК) для определения h_нг и h_эф.

 

Из-за трудоемкости этот способ применяется преимущественно при изучении сложных разрезов, в которых другими методами достоверно оценить эффективную мощность коллектора не удается. Результаты применения этого способа в сложных разрезах также является основой для использования способа статистического анализа.

Различные способы КВК основаны на фиксировании по данным повторного каротажа изменений нефтегазонасыщенности в прискважинной части, вызванных гидродинамическим воздействием на пласт.

Перед воздействием на пласт проводят каротаж методами, чувствительными к колебаниям нефтегазонасыщенности или водородосодержания в прискважинной части пласта. При этом определяют характер геофизического поля в интервале, включающем как объект исследования, так и часть разреза, в котором изменения параметров прискважинной части пластов за время работы способом КВК, не ожидаются. После воздействия проводится повторный каротаж теми же методами.

Определения h_нг, h_эф выполняются после установления для каждой залежи положения её кровли, ГЖК, ВНК и контуров нефтегазонасыщенности по площади с использованием результатов работ статистическим способом. Данные остальных способов применяются в качестве дополнительных и контрольных.

Границы пластов и их однородность оценивают преимущественно по данным электрокаротажа установками с высокой разрешающей способностью по мощности (БМК, МК, БК). Из мощности неоднородных пластов исключают мощность прослоев, не относящихся к h_нг и h_эф, т. е. глин, плотных пород, а при оценке h_эф и продуктивных пластов, содержащих неизвлекаемые при данном режиме разработки нефть (газ).