Определение коэффициента насыщения пород в неперфорированной обсаженной скважине. — КиберПедия 

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Особенности сооружения опор в сложных условиях: Сооружение ВЛ в районах с суровыми климатическими и тяжелыми геологическими условиями...

Определение коэффициента насыщения пород в неперфорированной обсаженной скважине.

2017-10-09 975
Определение коэффициента насыщения пород в неперфорированной обсаженной скважине. 0.00 из 5.00 0 оценок
Заказать работу

В процессе разработки залежей углеводородного сырья периодически возникают проблемы, связанные с оценкой и уточнением характера насыщения пластов коллекторов. Типичными мероприятиями, успешность которых зависит от корректности оценки характера насыщения являются:

· Перевод эксплуатации скважин с обводненных объектов на вышележащие объекты, эксплуатируемые, согласно схем разработок, соседними скважинами.

· Изучение интервалов, не охваченных исследованиями открытого ствола. Поиск пропущенных промысловых объектов.

· Плановый мониторинг текущего состояния нефтегазовых залежей с целью подсчета и переподсчета балансовых запасов углеводородного сырья.

Такие измерения можно проводить только методами, для которых сталь является «прозрачной». Это ядерно-физические и акустические методы. Необходимо отметить, что для оценки Кнг в открытом стволе привлекаются электрические методы, а они ориентированны на дефицит углеводородов в поровом пространстве (для них важно количество воды и ее минерализация) и как следствие в открытом стволе очень сложно определить вид углеводородов, расположенных в поровом пространстве (и газ, и нефть, и газоконденсат электрический ток не проводят). В отличие от электрических методов ядерно-физические и акустические методы работают с веществом, т.е. по результатам обработки этих методов можно определить не только количество углеводородов, но и их тип. Почему же нельзя их использовать в открытом стволе? Это связано с небольшой глубинностью исследования этих методов (не более 50 см от стенки скважины). А как известно, в этой области после бурения скважины в поровом пространстве преобладает фильтрат бурового раствора. Поэтому применение этих методов для оценки Кнг возможно только после расформирования зоны проникновения.

Для оценки газонасыщенности (Кг) через стальную неперфорированную колонну привлекаются стационарные и импульсные нейтронные каротажи. Интерпретация стационарных методов основана на количественном сопоставлении показаний метода в пласте с нерасформировавшейся зоной проникновения фильтрата бурового раствора и после расформирования. Эта методика позволяет оценивать Кг и определять положение газожидкостного контакта (ГЖК). Показания стационарного НК зависят от конструкции скважины, используемого оборудования для добычи газа и положений разделов двух фаз: газоводяного (ГВР) или газонефтяного (ГНР). На физический параметр являющийся результатом обработки ИННК (макросечение поглощения тепловых нейтронов - S) конструкция скважины оказывает значительно меньшее влияние, чем на водородный индекс (а в достаточно большом диапазоне это влияние пренебрежимо мало). Т.е. для для оценки Кг предпочтительней использовать результаты обработки ИННК, чем стационарные методы НК. Тем более, что при интерпретации ИННК водородный индекс является результатом обработки. Геологическая интерпретация результатов обработки ИННК показала, что S - параметр очень чувствительный к изменению литологии. Это означает, что для его корректной интерпретации очень важно привлекать материалы связанные с минеральным составом твердой фазы. В идеале необходимо провести комплекс специальных исследований керна, а по его результатам настроить систему интерпретации расширенного и стандартного(особенно для простых геологических условий) комплексов ГИС.

Метод углерод-кислородного каротажа (С/О-каротаж) в настоящее время, является универсальным средством оценки текущей нефтенасыщенности в скважинах обсаженных стальной колонной. Его важное преимущество - возможность оценки нефтенасыщенности независимо от минерализации пластового флюида.

С практической стороны метод С/О каротажа имеет определенные ограничения. В первую очередь - это малая физическая радиальная глубинность (15-20 см). Как следствие – большое влияние на измеряемые величины элементов конструкции скважин. Во-вторых, низкая статистическая обусловленность измерений. Поэтому, используют такие приемы, как снижение скорости каротажа, суммирование повторов, применение детекторов большого размера и с лучшей эффективностью.

В результате интерпретации комплекса радиоактивных методов, включающих спектрометрический гамма-каротаж (калий, торий), нейтронный гамма-каротаж (нейтронная пористость), С/О-каротаж (относительные концентрации элементов, полученные при разложении спектров радиационного захвата) и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (декремент затухания плотности тепловых нейтронов), определяется минералогическая модель твердой фазы породы и ее пористость.

Минералогическая модель породы состоит из следующих минералов: каолинит, хлорит, гидрослюда, смешанно-слойные, альбит, микроклин, кварц. Поровое пространство заполнено связанной водой, подвижной водой, неизвлекаемой и подвижной нефтью. При наличии газа в пласте необходимо использовать материалы импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, так как по концентрациям углерода, измеряемым в процессе С/О-каротажа, отделение газонасыщенных коллекторов от водонасыщенных невозможно.

Получение концентраций минералов в породе опирается на решение системы петрофизических уравнений. Петрофизическими характеристиками отдельных компонент породы являются концентрации элементов в этих компонентах. Сами петрофизические характеристики получены на основании специальной обработки данных определения минерального и элементного состава представительной коллекции керна. Общая пористость пород входит обязательной составляющей в систему петрофизических уравнений, т.е. она рассчитывается при обработке комплекса радиоактивных методов ГИС. Использование такого подхода к исследованию компонентного состава пород позволяет определять их эффективную пористость. На основании изучения каменного материала под растровым электронным микроскопом, дериватографии и определения остаточной водонасыщенности был получен следующий результат: в коллекторах Западной Сибири, прошедших стадию постдиагенетических преобразований пород, зерна, образующие стенки пор (чаще всего крустификационный хлорит), и места сужения пор покрыты и заполняются глинистыми минералами (вермисростки каолинита и хлорит). Таким образом, связанная вода пор ассоциирована с этими глинистыми минералами. Вычисляя содержание глинистых минералов, можно определять количество связанной воды пор, при этом свободное пространство представляет собой эффективную пористость, которая может быть заполнена подвижной водой и углеводородами. Нефтенасыщенность коллекторов делится на извлекаемую и неизвлекаемую нефть.

В результате обработки спектров С/О-каротажа обеспечивается получение концентрации углерода. Концентрация углерода, в свою очередь, для чистых коллекторов (где отсутствует карбонатный цемент) напрямую связана с содержанием нефти. По данным С/О-каротажа определить, является нефть подвижной или неизвлекаемой, невозможно в связи со сложным строением коллектора. Поэтому остаточную нефтенасыщенность предлагаем определять по данным электрометрии в зоне проникновения. Таким образом, поровое пространство по нашей методике будет представлено четырьмя составляющими: связанная и подвижная вода, остаточная и неизвлекаемая нефть. Комплекс исследований технического состояния скважин включает в себя следующие виды исследований: СГДТ, АКЦ и методы определения состава флюида в стволе скважины. Обработка данных этого комплекса позволяет выявлять наличие дефектов цементного камня, по которым возможно перемещение флюида (в результате интерпретации переток нефти из нефтеносного пласта в водоносный отразится на данных СО-каротажа как нефтенасыщенный пласт). В результате, по данным комплекса технического состояния строится модель ближней зоны, которая позволяет вносить поправки за скважинные условия в показания радиоактивных методов ГИС.

Радиохимические аномалии, образующиеся при вытеснении нефти водой и характеризующиеся выпадением радиобарита и кальцита в цементе и элементах конструкции скважин, могут быть определены по диаграммам повторного гамма-каротажа.

На Рисунок 78 приведены результаты измерений физических величин по комплексу ГИС открытого ствола скважины (SP[мВ]-потенциал собственной поляризации, LL3[Омм] – боковой каротаж, IK[мСм]-индукционный каротаж, GK[имп]-гамма-картож, TRNP[усл.ед.]-показания нейтронного каротажа, нормированные на измерения в эталонировочном баке с водой) и после ее обсадки (результаты обработки спектрометрического гамма-каротажа (СГК): POTA[%]-содержание калия, THOR[10-4%]-содержание тория; С/О-каротажа: С[y.e.] – содержание углерода в условных единицах; ИННК – время жизни тепловых нейтронов[мкс]) и построенные по этим данным модели отложений: объемная – содержание минерально-компонентных составляющих в породе (5столбец), модель порового пространства(6 столбец) – доли флюидов в общем объеме породы: Кн.св- неизвлекаемой нефти, Кн.дин-подвижной нефти, Кв.дин-свободной воды, Кв.св-физически связанной воды. На основании корреляционных зависимостей между коэффициентом проницаемости (Кпр) и эффективной пористости (Кп.эф=Кп*(1-Ков)), полученных при обработке результатов измерений коллекции керна, были рассчитаны значения Кпр (см.7 столбец). В 9 столбце приведены кривые нефтенасыщенности в стандартных значениях долей порового пространства: Kn, электрометрия – по значениям сопротивления неизмененной проникновением части пород; Kn, co – текущее значение нефтенасыщенности по результатам интерпретации комплекса на базе С/О-каротажа. В этой же колонке приведены значения Кн, соответствующие работе скважины при которой она будет отдавать нефть, нефть с водой и воду. Граничные значения получены на основании анализов результатов исследований относительной проницаемости, измеренной на коллекции керна. В 10 колонке на основании этих данных приведены ожидаемые притоки.

Рисунок 78. Результаты изучения разреза нефтяной скважины по материалам комплекса ГИС в открытом стволе и после расформирования зоны проникновения в обсаженной стальной неперфорированной колонной


Литература

1. Дьяконов Д.И. Общий курс геофизических исследований скважин. М.:Недра, 1977. – 433с.

2. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов/ - М.:Недра, 1990. – 398с.

3. 3.РД 153-39.0-072-01. «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», принятый и введенный в действие приказом Минэнерго России от 7 мая 2001г. №134

4. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). - М.: Недра, 1978. - 318 с.

5. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (физика горных пород): Учеб. для вузов. 2-ое изд. перераб. и доп. под редакцией д.ф.-м.н. Кожевникова Д. А. – М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004, 368с.

6. Кобранова В. Н. Петрофизика. Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М., Недра, 1986. – 392с.

7. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин – М., Недра, 1981, 1991.

8. Элланский М. М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие) – Издательство ГЕРС, 2001

9. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984г., 259стр.

10. Джордж Р.Коатес, Ли Чи Хиао, Манфред Д.Праммер, Каротаж ЯМР. Принципы и применение. Халлибуртон Энерджи Сервисез, Хьюстон, 2001 г., 356 стр., ISBN: 0-9679026-0-6

11. Ларионов В.В., Радиометрия скважин, 1969

12. Дахнов В.Н. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М.: Недра, 1975.

13. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970.

14. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб. Пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 327 с.

15. Барабошкин Е.Ю., Практическая седиментология (терригенные коллектора), ТПУ, Томск, 2007, 154 с.

16. Итенберг С.С. Промысловая геофизика. – М.: Гостоптехиздат, 1961. - 388 с.

17. Еникеев Б.Н. Настройка и решение обратной петрофизической задачи на основе использования сочетания параметрических и непараметрических взаимосвязей, 2003. URL: http://petrogloss.narod.ru/Enikeev1_SEG2003. htm.

 


Поделиться с друзьями:

История развития пистолетов-пулеметов: Предпосылкой для возникновения пистолетов-пулеметов послужила давняя тенденция тяготения винтовок...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Автоматическое растормаживание колес: Тормозные устройства колес предназначены для уменьше­ния длины пробега и улучшения маневрирования ВС при...

Типы сооружений для обработки осадков: Септиками называются сооружения, в которых одновременно происходят осветление сточной жидкости...



© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

0.027 с.