Определение уровня ГНК комплексом методов ГИС.

 

Определение газонефтяного контакта ГНК (условной границы, выше которой при эксплуатации получают нефть со сво­бодным газом, ниже — нефть без свободного газа) осуществляется в неперфорированном интервале пласта по кривым НГК, ННК-Т, ГГК, ИННК.

Газоносный пласт отличается от нефтеносного и водоносного, заполненного пресной водой, меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью. Это приводит к повышению показаний НГК, ННК-Т и ГГК против газоносной части пласта и способствует контролю за продвижением ГНК.

На кривой ИННК газонасыщенная часть пласта отмечается повышением показаний (увеличением времени жизни тепловых нейтронов) по сравнению с показаниями против нефтенасыщенной или водонасыщенной (независимо от концентрации соли в воде) частей пласта.

Положение ГНК устанавливают сравнением двух измерений НГК, ННК-Т, ГГК или ИННК, выполненных в разное время. По смещению одной кривой относительно другой судят об изменении положений ГНК во времени.

Более надежные результаты при этом получают в обсаженных скважинах после истечения времени, достаточного для расформирования зоны проникновения и установления в пласте естественного режима распределения флюида.

Уменьшение пластового давления ниже давления насыщения газом, как и прорыв газа из газовой шапки, сопровождается резким увеличением газового фактора добываемой нефти на уровне интервала перфорации. Для определения места прорыва газа сравнивают кривые НГК или ННК-Т, зарегистрированные в действующей сква­жине, с этими же кривыми, полученными в период ввода скважины в эксплуатацию.

Положение газонефтяного контакта устанавливается следующими способами [5]:

1) сопоставлением диаграмм НГК и ННК, зарегистрированных после обсадки скважины (до и после расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости); Метод основан на разнице в содержании водорода в газе и нефти.

Газонефтяной контакт  устанавливается по участку резкого увеличения интенсивности излучения рассеянного гамма излучения (НГК) и тепловых нейтронов (ННК-Т) в зоне перехода от нефтенасыщенной к газонасыщенной зоне коллектора. Чем больше размер нейтронного зонда, тем точнее решается эта задача.

2) по данным измерений НГК и ННК зондами двух размеров; Газонефтяной контакт  устанавливается по участку резкого увеличения интенсивности излучения рассеянного гамма излучения  в зоне перехода от нефтенасыщенной к газонасыщенной зоне коллектора. Чем больше размер нейтронного зонда, тем точнее решается эта задача.

3) импульсным нейтрон-нейтронным и нейтронным гамма-методами.

 

 

Определения суммарной и эффективной мощности нефтегазонасыщенного коллектора при детальных и специальных исследованиях.

 

Суммарную мощность всех нефтегазонасыщенных прослоев в исследуемом пересечении их скважиной, расположенной в пределах контура нефтегазоносности залежи, называют нефтегазонасыщенной мощностью h_нг.

Эффективной мощностью h_эф нефтегазонасыщенных отложений называют часть h_нг, из которой возможно извлечение нефти (газа) при заданном режиме разработки залежи.

Под эффективной мощностью коллектора подразумевается суммарная мощность (по вертикали) нефте- и газонасыщенных прослоев, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах исследуемой нефтегазонасыщенной части коллектора.

Величина h_нг используется для определения балансовых и забалансовых запасов нефти или газа, а h_эф балансовых запасов, извлекаемых при заданном режиме разработки.

Определение эффективной нефтегазонасыщенности выполняется до и после глушения, обсадки, освоения скважины.

 Под глушением скважины понимается последовательность работ вызывающее прекращение фонтанирования (приток) пластового флюида из скважины путём закачки специальной жидкости. Процесс глушения обеспечивается путём повышения забойного давления до величины, превышающей пластовое.

Под освоением скважины (согласно газовой энциклопедии) понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока флюида из продуктивного пласта. Освоение скважины – стадия подготовки скважины после вскрытия пласта к её эксплуатации. Включает в себя перфорацию эксплуатационной колонны, вызов притока, продувку скважины для очистки ствола и забоя скважины.

Можно выделить следующие способы при определении суммарной и эффективной мощности коллектора основанные на расчёте пористости коллектора [14,15]:

Способ определения h_эф по совокупности результатов определения пористости различными методами каротажа.

Способ повторного каротажа. Способ широко используется при изучении разрезов поисковых и разведочных скважин.

Способ статистического анализа геофизических и геолого-промысловых данных.

Способы каротаж-воздействие-каротаж (КВК).

Способ контроля процессов вытеснения при разработке месторождений нефти и газа.

Отметим, что выделение эффективной мощности коллектора подразумевает и уточнение общей нефтегазонасыщенной мощности пласта.

 

1.16.1. Способ определения h _эф по совокупности результатов определения пористости различными методами каротажа.

 

Способ широко используется при изучении разрезов поисковых скважин.

Суть методики заключается в сопоставление результатов определений пористости различными методами каротажа.

С помощью методов, наименее чувствительных к нефтегазонасыщению пластов, определяют Кп₁, а с помощью методов, наиболее чувствительных к нему, Кп₂. Для определения Кп1 и Кп2 можно также использовать методы с различной глубинностью исследования (ввиду наличия зоны проникновения) и методы, на показания которых нефтегазонасыщение влияет по-разному.

Пласт считается нефтегазонасыщенным [14], если

Кп = Кп1 - Кп2> 1,65 (54)

где , ₁ и ₂ абсолютные среднеквадратические погрешности определения Кп1 и Кп2.

Если  не известна, то её можно оценить путём сопоставления определений Кп1 и Кп2 напротив заведомо водонасыщенного пластов, литологически сходным с изучаемым.

Если среднеквадратические погрешности велики (более 10% от коэффициента пористости), то применяют усредненные результаты оценки Кп1 и КП2 несколькими методами ГИС.

По величине разброса среднеквадратической погрешности можно определить обладает ли пласт динамической пористостью

 

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).

 

Способ вызова притока.

Применяется для необсаженной скважины.

Используются методы каротажа БК, БМК, ИК, БКЗ (обычные зонды), ВДК, ГГК-П, ННК, ИННК, термометрия. Воздействие на пласт производится с использованием трубного испытателя.

Объем продукции, извлеченной из освоенных пластов, должен быть достаточным для стабилизации состава флюида, поступающего из интервала испытаний скважины.

При проведении работ с использованием КИИ создаётся депрессия на пласты. Это при испытании приводит к частичной ликвидации и соответственно уменьшению в зоне проникновения коэффициента водонасыщения.

Если при двух испытаниях удельное сопротивление фильтрата бурового раствора постоянно, то в продуктивных пластах фиксируется рост удельного сопротивления зоны проникновения и снижение диэлектрической проницаемости напротив нефтегазонасыщенных пластов.

Против газонасыщенных и нефтенасыщенных пластов с большим газовым фактором за счет дросселирования будет отмечаться при повторном каротаже снижение температуры.

Изменение хлорсодержание в пласте при уменьшении зоны проникновения отразится на показаниях нейтронных методов.