Комплексирование методов ГИРС при решении геологических и геолого-промысловых задач.

Комплексирование методов ГИРС при решении геологических и геолого-промысловых задач.

Содержание Части 3.

Введение.

1. Изучение геологического разреза скважин и межскважинного пространства.

1.1. Литологическое расчленение разреза скважин.

1.2. Характеристика ярко выраженных литотипов горных пород по данным ГИС.

1.3. Выявление цикличности осадконакопления по комплексу ГИС. Формационный анализ.

1.4 Решение задачи геологического изучения разреза путём оперативной интерпретации данных ГИРС в процессе строительства скважины.   

1.4.1. Литолого-стратиграфическая интерпретация.

1.5 Выделение коллекторов и покрышек методами ГИРС по данных общих исследований.

1.5.1 Выделение покрышек методами ГИС.

1.5.2 Выделение коллекторов. Разделение коллекторов на водо-нефте и газонасыщенные по результатам общих исследований.

1.6 Оценка коллекторских свойств пластов по данным общих исследований ГИС.

1.6.1 Оценка пористости коллектора по данным электрических методов.

1.6.2. Оценка пористости по данным метода АК.

1.6.3. Оценка пористости по данным радиоактивных методов.

1.7. Определение глинистости коллектора при общих исследованиях методами ГИС.

1.8. Детальные и специальные исследования разреза скважин

1.9. Выделение коллекторов при общих и специальных исследованиях разреза скважин, определение их толщины.

1.9.1. Выделение высокопористых и высоко-проницаемых коллекторов по проницаемости порезультатам общих и специальных исследований.

1.9.1.1.Выделение коллекторов способом изучения процесса изменения физических свойств коллектора в зоне проникновения фильтрата бурового раствора.

1.9.1.2. Выделение коллекторов способом наблюдения за изменением диаметра зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости во времени.

1.9.1.3. Выделение коллекторов способом сравнения физических свойств коллектора в зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости и за ее пределами,

1.9.1.4 Выделение коллекторов способом использования сменных промывочных жидкостей, активированных специальными реагентами.

1.9.1.5 Выделение коллекторов способом наблюдения за образованием глинистой корки.

1..9.1.6. Выделение эффективных коллекторов способом  сопоставления измеренного коэффициента проницаемости с минимальным (граничным) его значением для коллекторов

1.9.2 Выделение высокопористых и высокопроницаемых коллекторов по содержанию поверхностно-активных минералов.

1.9.3. Выделение высокопористых (Кп>10%) и высокопроницаемых коллекторов по величине повышенной пористости.

1.9. 4.Установление критериев для разделения пластов на коллекторы и неколлекторы способом интегральных графиков.

1.10. Способы выделения нефтегазонасыщенных коллекторов по данным ГИС при общих и детальных исследованиях.

1.10.1. Электрические методы

1.10.2 Радиоактивные методы.

1.11. Определение коэффициента пористости методами ГИС при общих детальных и специальных исследованиях.

1.11.1 Определение коэффициента динамической пористости методами ГИС

1.12. Определение извилистости поровых каналов методами ГИС.

1.13. Определение коэффициента проницаемости коллекторов методами ГИС.

1.13.1. Определение проницаемости электрическими методами.

1.13.2. Определение коэффициента проницаемости на основе решения уравнения Казени-Кармана.

1.13.3 Определение коэффициентов относительной и фазовой проницаемости.

1.14. Определение параметров флюидонасыщенности коллектор

1.14.1. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности электрическими методами ГИС.

1.14.2 Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности радиоактивными методами ГИС.

1.14.3. Определение объёмного газонасыщения.

1.14.4 Определение битумосодержания комплексом методов ГИС.

1.14.5. Оценка характера насыщенности коллектора.

1.15. Определение положений межфлюидных контактов, границ переходных зон.

1.15.1.Определение межфлюидальных контактов нейтронными методами

1.15.2 Комплексы методов ГИС при определении ВНК.

1.15..3 Определение уровня ГНК комплексом методов ГИС.

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

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

1.16.2. Способ повторного каротажа.

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

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

1.16.4.1 Способ вызова притока.

1.16.4.2 Способ расширения ствола скважины (?).

1.16.4.3Способ продавливания в пласты фильтрата промывочной жидкости.

1.16.4.4Способ освоения скважины и создание депрессий.

1.16.4.5Способ смены промывочной жидкости.

1.16.4.6 Методика бурения с активированной промывочной жидкостью.

1.16.4.7 Способ солянокислотной обработки.

1.16.4.8 Способ  капиллярной пропитки. ().

1.16.4.9 Способ закачки в пласты растворителя.

1.16.4.10Способ закачки в пласты газа под высоким давлением.

1.16.4.11.Способ   испытания пласта при различных депрессиях.

1.16.4.12.Способ закачки в пласты индикаторной ПЖ.

1.17. Петрофизическое обеспечение геологической интерпретации

1.17.1Обеспечение керновым материалом при петрофизических исследованиях.

1.18. Изучение межскважинного пространства. Построение трёхмерной геологической модели.

2. ГИРС при испытании пластов, повторном освоении пласта и интенсификации притоков

2.1. Освоение скважины

2.2. ГИРС при испытании пластов.

2.2.1. Испытания пластов с помощью оборудования на кабеле и/или бурильных трубах.

2.2.2 Испытание пластов приборами на кабеле

2.2.3 ГИРС при испытании пласта выполняемых в скважине приборами на бурильных трубах (КИИ)

2.2.4 Испытание пласта при освоении скважины.

2.3. Проведение ГИРС с целью интенсификации притоков в скважинах.

2.3.1. Особенности ГИС – контроля за результатами проведения работ по интенсификации пласта при ГРП.

2.3.2. Особенности ГИС контроля за результатами работ по интенсификации притока методом солянокислотной обработкой пластов

3. ГИРС при оценке ресурсов и подсчёте запасов месторождений УВС.

3.1 Классификация запасов

3.2.1 Подсчёт запасов нефти объёмным методом.

3.2.2 Подсчёт запасов газа объёмным методом

4. Комплекс ГИРС по обеспечению процесса строительства скважин.

4.1 Оценка технического состояния открытого ствола скважин

 (общие исследования).

4.2. Специальные исследования при оценке технического состояния открытого ствола скважин.

4.4. Выявления зон флюидопроявлений и поглощений промывочной жидкости

4.4.1. Определение мест притока флюидов термическими методами.

4.4.2. Определение мест притока флюидов методом радиоактивных изотопов

4.4.3. Определение мест притока пластового флюида в скважину методом резистивиметрии.

4.4.4. Определение мест притока пластового флюида в скважину механической или термокондуктивной расходометрией.

4.4.5. Выделение интервалов залегания пород с высокими реологическими свойствами.

4.4.6. Прогнозирование зон аномально-пластовых давлений при строительстве скважин.

4.4.7. Определение мест прихвата буровой колонны.

4.4.8. Определение положений оставленных в скважине металлических предметов.

4.4.9. Разрушение металла на забое или в стволе скважины.

4.4.10 Обрыв насосно-компрессорных и бурильных труб

4.4.11. Наведение стволов специальных скважин, бурящихся для глушения фонтанов,

4.4.12. Установка пакера с целью разобщения нефтегазонасыщенного и водонасыщенного пласта.

4.4.13. Освобождение бурильного инструмента от прихвата «встряхиванием» и отвинчиванием труб.

4.5. Решение технических задач методами ГИРС при эксплуатации, капитальном и подземном ремонте скважин.

4.5.1. Общие работы и исследования ГИРС для контроля за техническим состоянием обсаженных скважин.

4.5.1.1 Исследования термометрией для определения высоты подъема цемента (отбивка головы цемента — ОГЦ)

4.5.1.2. Определение уровня цемента методом радиоактивных изотопов.

4.5.3. Оценка технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонн, цемента, наличие затрубных перетоков.

4.5.4. Оценка толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах, определение минимального и среднего проходного сечения труб.

4.6Специальные исследования ГИРС для контроля за техническим состоянием обсадных колон и подземного оборудования.

4.6.1. Выделение заколонных перетоков жидкости и газа

4.6.1.1.Определение затрубного движения воды методом исскуственного теплового поля.

4.6.1.2. Определение затрубной циркуляции флюида методом радиоактивных изотопов

4.7. Ликвидация асфальтеновых, гидратных и парафиновых образований

4.8. Очистка фильтров и интервалов перфораций.

4.9. Методы ГИРС по информационному обеспечению ремонтных работ в обсаженных скважинах

5. Комплексы исследований для выбора оптимального режима работы скважины и определения эксплуатационных характеристик пластов.

5.1. Стандартные технологии исследований

5.2. Прогноз вероятной максимальной продуктивности скважины и величин водонефтяного и водогазового факторов в начальный период эксплуатации;

5.3. Получение профилей притока (дебита) и поглощения (расхода) в продуктивных отложениях эксплуатационных скважин

5.3.1. Построение профиля поглощения нагнетательной скважины.

5.4. Определение скорости движения жидкости в нагнетательной скважине.

5.5. Исследования скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования.

5.6 Исследования флюидов в стволе скважины

6. Исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте.

6.1 Определение коэффициента остаточного нефтегазонасыщения и вытеснения

7. Контроль разработки месторождений нефти и газа методами ГИРС.

7.1 Постоянно-действующие цифровые геологические и гидродинамические модели месторождений.

7.2. Система и порядок контроля в процессе разработки месторождений

7.3. ГИС-геолконтроль за разработкой меторождений УВ. 

7.4 ГИС- техноконтроль за разработкой месторождений УВ.

7.4.1 Особенности проведения Гис-техноконтроля в условиях внутриконтурного заводнения при эксплуатации месторождений.

7.4.2 Особенности Гис-техноконтроля при разработке нефтегазовых и газоконденсатных месторождений.

7.4.3 Особенности проведения техноконтроля за процессами вытеснения при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

7.5.   ГИС- техконтроль

 

Введение.

Методы ГИРС используются на всём этапе исследования геологической среды с целью решения различного рода задач – геологических, технологических и эксплуатационных.

Результатом решения различного рода геологических задач является построение модели геологической среды. Такая модель создаётся на основе геологического обоснования процессов осадконакопления, геологического развития территории исследования, выделения продуктивных пластов. При этом в обязательном порядке используются данные полевых геофизических методов (сейсморазведка, гшравиразведка, магниторазведка и т.д.), данные ГИРС (как по отдельным скважинам, так и по результатам межскважинной корреляции), исследования керна и шлама, применения других геологических методов.

В современных условиях значительное развитие получают цифровые геологические модели, которые представляют из себя параметрические многофакторные системы (включая и графическое воспроизведение различных характеристик моделей) с определёнными взаимосвязями.

Такая цифровая модель опирается прежде всего, на бузу данных, в которой интегрируются геологическая информация об изучаемой территории, а также объектах слагающих эту территорию.

Особое место в таких моделях занимают месторождения нефти и газа. Для последних выполняется построение постоянно-действующих геолого-технологичесих моделей месторождений – то есть моделей включающих как геологическую составляющую, так и фильтрационная.

Фильтрационная модель опирается на результаты построения геологической модели, дополненной геолого-промысловыми данными (интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения.).

В соответствии со схемой стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ выделяются следующие этапы: региональный; поисково-оценочный; разведочно-эксплуатационный. На каждом из этапов проведения ГРР выполняется построение геологических моделей. При этом по мере выполнения геологоразведочных работ от стадии к стадии происходит уточнение построенных ранее геологических моделей.

Другим важным аспектом использования ГИРС является решение технологических задач, включающих как технологическое обеспечение строительства скважины, вскрытие первичное и вторичное пласта, обеспечение эффективной разработки месторождений УВ, обеспечение технологического контроля за разработкой месторождений УВС.

Важным аспектом применения ГИРС является решение технических задач. Это, прежде всего обеспечение безаварийной проходки скважины, обеспечение технического состояния ствола скважины, ремонтных работ, работ по интенсификации притока, контроля технического состояния ствола скважины, подземного оборудования, ликвидации аварий и д.д.

Электрические методы

 

Методы электрического сопротивления (БКЗ, МК, БК). По данным метода сопротивления нефтегазоносные коллекторы могут быть выделены [5] следующими тремя способами:

 а) критического значения параметра насыщения коллектора;

 б) отношений;

 в) кажущегося сопротивления пластовой воды;

 г)    интегральных графиков.

Способ критического значения параметра насыщения коллектора. Существует статистические закономерности, связывающие величину параметра насыщения коллектора от типа заполняющего его флюида.

Параметр насыщения , определяемый как отношения удельного электрического сопротивления измеренного против изучаемого пласта к удельному электрическому сопротивлению интервала в случае его полного насыщения водой для коллекторов насыщенных водой нефтью или газом имеет некоторое критическое значение Р_{Н. КР,} превышение которого позволяет судить о типе флюида.  

В зависимости от литологии коллектора Р_Н.КР  варьирует от 3 до 5 в нефтеносных коллекторах и от 2 до 4 в газоносных.

Вероятная промышленная нефтегазоносность коллектора определяется условием Р_н  = Р_Н.КР  

Критическое значение параметра насыщения Р_Н.КР   определяется по совокупности результатов бурения и испытания группы скважин путём получения статистических оценок.

Способ отношений. В этом способе определяется отношение параметров нефтенасыщения пласта Р_н  в неизменной части пласта к его нефтенасыщению в промытой зоне Р_нпп., а также отношения коэффициента водонасыщения коллектора К_В.ПП в промытой зоне к его значению К_В в неизменной части пласта. По величинам этих отношений определяется вероятность нефтегазонасыщения коллектора. Чем больше величины этих отношений, тем больше вероятность наличия нефтегазонасыщения.
Определение параметра насыщения выполняется либо несколькими зондами КС, БК разной длины, либо методом БКЗ.

Способ кажущегося сопротивления пластовой воды. Способ основан на сопоставлении величин кажущегося удельного сопротивления определённого в неизменной части пласта с величиной кажущегося удельного сопротивления водоносного коллектора (определённого в других скважинах).

Увеличение сопротивления пласта исследуемом интервале по отношению к замеренному при условии его полного водонасыщения может свидетельствовать о наличии нефтегазонасыщения. Значение сопротивления для водонасыщенного коллектора получают по результатам проведения ГИС исследования в других скважинах площади работ, вскрывших одноимённый пласт.

  Способ интегральных графиков. В тех случаях, когда вероятность нефтегазонасыщения устанавливается для объекта, хорошо изученного по результатам многочисленных опробований, для повышения точности решения задачи применяется способ интегральных графиков распределения исследуемого свойства.

В этом случае для каждого из классов изучаемого объекта, соответствующих его продуктивному (нефтегазоносному) и непродуктивному (водоносному) состояниям,
строятся интегральные графики распределения по параметрам удельного сопротивления, электрического параметра пористости, параметра насыщения и других характеристик и их соотношений и находятся критические значения   для каждого из изучаемых параметров. Превышение значений параметра своего критического значения позволяет отнести пласт коллектор к нефтеносному, водоносному либо газоносному.

Метод ПС. Амплитуда аномалии  в нефтеносных коллекторах изменяется относительно водоносных, иногда с переменой знака. Как правило (но есть и исключения), амплитуда  уменьшается тем больше, чем меньше мощность пласта, выше его глинистость и степень нефтенасыщения.

Метод диэлектрической проницаемости. На диаграммах эффективной диэлектрической проницаемости нефтегазоносным породам соответствуют минимальные значения регистрируемого параметра. Чем меньше диэлектрическая проницаемость, тем выше коэффициент нефтегазонасыщения и ниже глинистость коллектора. Использование диаграмм затрудняется при глубоком проникновении фильтрата промывочной жидкости.

 

Радиоактивные методы.

 

  Нейтронные методы.

 По диаграммам импульсных нейтронных методов. При большей временной задержке газонасыщенные коллекторы выделяются существенным увеличением интенсивности рассеянного гамма излучения.

Метод изотопов. Задача определения нефтегазоносности решается двумя способами:

1. В коллекторы закачивается поверхностно активные вещества ПАВ (типа мылонафта). Ионы кальция и магния, содержащиеся в пластовой воде в результате обменной реакции образуются кальциевые и магниевые соли нафтеновых кислот. Последние, выпадая из раствора, закупоривают поры пород и предотвращают достаточно глубокое проникновение в них активированных растворов. В нефтеносной части коллектора, где содержание ионов кальция и магния относительно невелико, активированные растворы проникают в большом объеме.

При этом содержащиеся в ПАВ радиоактивные изотопы также в большем объёме проникнут в нефтенасыщенную часть коллектора.

В результате проведения гамма каротажа после промывки скважины, нефтеносные пласты будут выделяться значительными аномалиями.

2. Во втором способе в пласт закачивается активированная радиоактивными изотопами вода. Она, вследствие своей фазовой проницаемости будет поступать преимущественно в водоносную часть пласта. После промывки выполняется ГК. На кривых ГК напротив водоносных пластов будет отмечаться аномалия.

При закачке в пласт активированной нефти, последняя в большей степени будет поступать в нефтеносную часть пласта. В результате проведения ГК после промывки ствола скважины напротив нефтяной части пласта будет отмечаться аномалия.

Метод наведённой гамма-активности.

При использовании этого метода промывочная жидкость активируется с применением растворов солей, содержащих химические элементы с высокими сечениями активизации и малыми периодами полураспада (например, фтор, марганец и т. д.).   

Нефтеносные коллекторы с помощью метода наведенной гамма-активности отделяются от водоносных в следующих случаях:

1. Если водоносные и нефтеносныё коллекторы содержат в различных концентрациях активирующиеся элементы (например, хлор, натрий), то водоносные, содержащие активирующиеся элементы в больших количествах, отличаются от нефтеносных коллекторов повышенной интенсивностью гамма-излучения активации.

2. Когда элементы (например, хлор), типичные для водоносных пород, существенно изменяют плотность нейтронного потока. В этих условиях нефтеносные коллекторы от водоносных отделяются по различию в активации других элементов, присутствующих в породах (например, алюминия) или металле обсадной колонны (например, марганца).

 

1.11. Определение коэффициента пористости методами ГИС при общих, детальных и специальных исследованиях.

 

С помощью специальных теоретических и эмпирических формул, графиков и номограмм величина коэффициента пористости может быть определена различными методами: ПС, КС с разной длиной зонда (в том числе микрокаротаж и боковое каротажное зондирование), ННК, ГГ-К, АК, АКШ и другими.

При количественном определении коэффициента пористости важным является наличие данных, которые характеризуют минеральный состав горных пород слагающих пласт, состав пластового флюида, параметры бурового раствора и другие.

Методы ГИС обладают разной точностью при определении коэффициента пористости.

По степени точности определения коэффициента пористости методы ГИС можно разделить на высокоточные и менее точные.

В необсаженных скважинах менее точными являются способы определения коэффициента пористости методами: ГГК-П; АК; МНК; ННК, двухзондовый НГК; двухзондовый ИННК; БМК, малые зонды БКЗ, ЯМК.

 К более точным для определения коэффициента пористости в неизменной части пласта являются методы КС, (большие зонды), БКЗ, ИК, БК, ВДК.

В обсаженной скважине к наиболее точным для определения коэффициента пористости относятся методы: ННК; НГК; низкочастотный АК.

К менее точным по определению коэффициента пористости относятся методы: ИННК и Н Г К с большой длиной зонда.

Определенные разными способами величины коэффициентов пористости усредняются и сравниваются с лабораторными измерениями на образцах пород изучаемого района и с данными других геологических методов.

При использовании данных радиоактивных методов, дополнительно используются результаты импульсных методов (ИНК)

По поглощающей нейтронной -активности, установленной импульсным нейтрон-нейтронным методом. В основу способа положена линейная зависимость нейтронной поглощающей активности породы от коэффициента её пористости. При решении задачи требуется знать нейтронные поглощающие активности минералов, входящих в состав твердой и жидкой фаз изучаемых коллекторов.

Основные погрешности определения коэффициента пористости нейтронными методами связаны с недостаточным учетом глинистости коллектора, наличием желобов, глинистой корки и изменением диаметра скважины.

 

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 пласто