CC BY
256
УДК 550.8.08
A. В. Кондрашов, А.О. Габбасова, Е.В. Судничникова, Р.Р. Куйбышев, И.З. Миннуллин,
С.Т. Мамлеева, В.Н. Даниленко, В.В. Даниленко, А.И. Лысенков, В.И. Борисов,
B. И. Шамшин
Многометодная спектрометрическая аппаратура ядерного каротажа для исследований газовых скважин
Исследование газовых скважин имеет свои специфические особенности, обусловленные наличием газозапорного оборудования и присутствием газа в стволе, что ограничивает применение скважинных приборов больших диаметров и исключает использование геофизических методов, не работающих в газовой среде. Поскольку для ядерно-геофизических методов (ЯГФМ) наличие газа в стволе скважин является благоприятным условием, они широко применяются на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).
Основными задачами ЯГФМ являются определение характера насыщения коллекторов и положения контактов залежи газа с жидкостными флюидами, оценка коэффициента газонасыщенности (K), на основании которых выполняется мониторинг состояния газоносного объекта.
Другая область применения ядерных методов связана с обеспечением экологической безопасности месторождения или ПХГ и включает выявление заколонных скоплений газа. Как показали исследования ЗАО НПФ «ГИТАС», выполненные совместно с подразделениями ПХГ, ядерные методы могут быть использованы и для решения нетрадиционных задач, связанных с оценкой технического состояния работающей газовой скважины, в частности для оценки заполнения межколонного и заколон-ного пространства цементным камнем, выявления технологических каверн и определения их размеров.
Если для мониторинга продуктивности газовой залежи, как правило, достаточно использования интегральных нейтронных методов, то для решения технологических задач требуется применение более информативных методов, к которым относятся прежде всего спектрометрические модификации ядерного каротажа, позволяющие решать геолого-геофизические задачи не только по определяемым ядернофизическим свойствам исследуемых сред, но и на основании оценки их элементного состава. Для решения всего комплекса означенных выше геолого-геофизических задач при исследовании газовых скважин ядерными методами был создан аппаратурнометодический комплекс ядерного каротажа, состоящий из малогабаритных скважинных приборов СПРК (спектрометрический прибор радиоактивного каротажа) и СНГК-Ш (прибор спектрометрического нейтронного каротажа широкодиапазонной модификации), позволяющих выполнять измерения через газозапорное оборудование (рис. 1).
Аппаратура СНГК-Ш используется для оценки содержаний радиационноактивных элементов в исследуемых горных породах (Ca, Si, H, Cl и др.), а также минералогической плотности исследуемых сред и представляет собой двухзондовый широкодиапазонный спектрометр нейтронного каротажа, отличающийся от обычного СНГК возможностью детализации низкоэнергетической области спектра гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ). Общий спектр регистрируется в диапазоне 0,1-8,0 МэВ, низкоэнергетический - 0,1-0,6 МэВ.
Аппаратура СПРК применяется для определения характера насыщения коллекторов, реализует хлорную модификацию СНГК (СНГК-CL), специализированную на определении концентрации хлора, дефицита водородосодержания и плотности и представляющую собой спектрометр с энергетическим диапазоном 0,1-8,0 МэВ,
Ключевые слова:
спектрометрическая аппаратура, газовая скважина, спектрометрический нейтронный гамма-каротаж, подземные хранилища газа.
Keywords:
spectrometric equipment, gas well, spectrometric neutron gammalogging,
underground gas storages
В'
Детектор СГК
п Детектор СНГК-Cl
и п Детектор ННКт (БЗ)
и п Детектор ННКт (МЗ)
и - ЗРнИ (Pu-Be, Cf252)
СНГК-Ш СПРК с модулем СГК
Рис. 1. Аппаратурно-методический комплекс ядерного каротажа, состоящий из малогабаритных скважинных приборов СПРК и СНГК-Ш
а также стандартный вариант двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННК).
Скважинный прибор СНГК-Ш центрируется в скважине, что позволяет упростить получение расчетных параметров. Прибор СПРК
не центрируется, и это дает более высокую дифференциацию аналитических параметров.
Оба прибора выполнены в модульном варианте, поэтому возможно подсоединение к каждому из них модуля спектрометрического гамма-каротажа (СГК).
Таким образом, аппаратурный комплекс СПРК + СНГК-Ш реализует методы СНГК-Cl, СНГК-Ш, 2ННКт, СГК и позволяет решать следующие задачи:
• уточнение литологической модели отложений;
• выделение коллекторов и определение коэффициента пористости;
• определение коэффициента нефтегазонасыщенности (КнгУ;
• разделение продуктивных отложений по типу флюида;
• определение положения газонефтеводяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК);
• дополнительная оценка проницаемости коллекторов при исследовании скважин открытого ствола, пробуренных с применением бурового раствора, контрастного по минерализации относительно пластовых вод;
• выявление заколонных и межколонных скоплений газа;
• оценка характера заполнения межколонного и заколонного пространства (цемент, ингибитор, вода, газ);
• выявление технологических каверн в отдающих газовых коллекторах и оценка их размеров.
Примеры применения аппаратурно-методического комплекса СПРК + СНГК-Ш показаны на рис. 2-4.
Для определения нейтронной пористости аппаратурой СПРК может быть использована как стандартная технология 2ННК или НГК-60, так и адаптивная 2ННКт Д.А. Кожевникова, или по водородосодержанию, определяемому из спектров ГИРЗ. Кроме того, из литологической модели, рассчитанной по данным СНГК-Ш и СГК, определяется эффективная пористость К эфф). Полученное значение Кп эфф дает хорошее совпадение с данными керна.
При исследовании скважин старого фонда с минимальным комплексом ГИС бурения эффективность аппаратурно-методического
комплекса СПРК + СНГК-Ш существенно
В необсаженных скважинах определяется остаточная нефтегазонасыщенность.
глубина,
аргиллит |— _ -| песчаник ■ | песчаник карбонатизированный
Рис. 2. Сопоставление литомоделей, рассчитанных по ГИС бурения и комплексу СГК и СНГК-Ш
|4:Щ4^ккккккккккккккккккккккккккккк|4| | i л |кккккккккь:ккккккч;М| ЛИТОЛОГИЯ ПО Керну
повышается за счет возможности построения литомодели по данным спектрометрических измерений. На рис. 2 приведены результаты расчетов литомоделей по данным исследований аппаратурой СПРК + СНГК-Ш и полному комплексу ГИС бурения. На рисунке отражено, что литологическая модель, рассчитанная по данным ГИС бурения, принципиально не отличается от модели, полученной при обработке спектрометрических методов, но представляет собой весьма упрощенный вариант, дающий только общее представление о распределении горных пород по разрезу скважины. Очевидно, что информация об элементном составе исследуемых горных пород позволяет рассчитать более детально литологическую модель с дифференциацией песчанистых отложений на калий-шпатовые и прочие песчаники, глинистых - на основные глинистые минералы (в данном случае - каолинит, хлорит и слюду) и дополнительно показать степень карбонатизации отложений. Таким образом, литологическая модель, построенная на основе элементного состава горных пород с учетом их плотностных характеристик и гамманейтронных свойств, позволяет получать более полную информацию о литологии отложений, на основании которой можно судить о коллекторских свойствах пластов и качестве перекрывающих их отложений, что имеет существенное значение при эксплуатации объектов добычи.
Информация о минеральном составе глинистых отложений также представляет интерес и особенно важна при эксплуатации газовых скважин открытым забоем. Это связано с тем, что в условиях повышенной влажности газа и скопления воды в призабойной части скважины в процессе отбора газа при наличии в составе глинистых отложений разбухающих глин происходит сужение ствола скважины, для ликвидации которого требуется ремонт скважины (КРС).
Оценка водородосодержания с учетом газонасыщенности и литологии отложений позволяет выявлять интервалы, работающие газом высокой влажности, что дает возможность проводить своевременную корректировку режимов отбора газа и не допускать возникновения прорывов воды по пласту.
Определение Кг выполняется по методике СНГК-Cl на основе комплексирования данных СНГК и 2ННКт с расчетом параметров дефи-
цита плотности и водородосодержания по высокоэнергетической (Pddh) и низкоэнергетической (Pdd ngk) области спектров ГИРЗ, а также по тепловым нейтронам (Pdd nnk). Несмотря на общее название, параметры имеют разную физическую основу и, соответственно, по-разному отражают различные типы флюидов в различных радиальных зонах исследования. Это дает возможность дополнительно определять тип продуктивного насыщения коллектора (газ, газоконденсат, легкая нефть, нефть, тяжелая нефть), что не всегда удается сделать другими методами. Например, в условиях газоконденсатных месторождений с пресными пластовыми водами С/О каротаж приходится комплекси-ровать с другими нейтронными методами, так как содержание углерода в газонасыщенной части коллектора значительно ниже, чем в газоконденсатной, и коэффициент продуктивности по данным С/О каротажа в газовых интервалах существенно занижается.
На рис. 3 показан пример определения коэффициента текущей газонасыщенности по методике СНГК-Cl. В данном случае коэффициенты газонасыщенности Кг h и Кг ngh рассчитанные по параметрам Pdd h и Pdd ngk, совпадают, что указывает на радиальную однородность и единый тип продукта (газ).
Из рисунка также видно, что газ в скважине присутствует не только в коллекторах, но и выше, на что указывает соотношение параметров дефицита плотности и водородосодержания, отмеченное в поле СНГК-Cl желтым цветом. При этом уровень параметров Pdd в глинистой покрышке объекта эксплуатации существенно отличается от уровня для газовых пластов, что свидетельствует о пониженной газонасыщенности исследуемой среды в целом и в особенности в дальней зоне исследований (Pdd h < Pdd ngk). На основании этого, а также принимая во внимание отсутствие коллекторов (см. литомодель), повышенную кавер-нозность горных пород и частичное заполнение заколонного пространства цементом, которое подтверждается плохим качеством сцепления цемента с колонной и горной породой, выявленное по данным акустической цементометрии (АКЦ) еще в 2010 г., можно сделать вывод, что газонасыщенность в глинистой покрышке коллекторов связана с заколонным скоплением газа. Газ располагается за эксплуатационной колонной (ЭК) и в области башмака технической колонны (ТК).
Качество заполнения цементом (АКЦ - качество сцепления): хорошее
\ \ \ N ч ч ч
ггг? * > > л
слабая газонасыщенность
частичное
неопределенное
цемент частичный, местами сплошной
газ
Рис. 3. Определение текущей газонасыщенности и степени заполнения цементным камнем межколонного и заколонного пространства
Качество заполнения заколонного и межколонного пространства по данным нейтронных методов оценивается по вариациям объемной плотности в ближней зоне исследований относительно дальней, а также по изменению длины миграции (Lm) нейтронов и гамма-квантов (наличие цементного камня приводит к уменьшению Lm) с учетом толщины колонн. Содержание цемента за эксплуатационной колонной отражает параметр Сет(ЭК), за технической - Сет(ТК). В интервале перфорации качество цементирования не оценивается. Сопоставление с результатами выполненной
до перфорации объекта цементометрии показывает, что результаты определения Сет(ЭК) в работающей газовой скважине не противоречат данным АКЦ. Учитывая тот факт, что акустические и нейтронные методы имеют разную физическую основу, при сопоставлении данных следует иметь в виду, что АКЦ определяет качество сцепления цементного камня с колонной и горной породой, в то время как СНГК -степень заполнения заколонного пространства по плотности, соответствующей радиальной зоне исследований. Таким образом, результаты определений не обязаны совпадать полностью.
Например, отсутствие сцепления цементного камня с колонной не означает отсутствия цемента. Наиболее близкие результаты определений состояния цемента получаются при сравнении данных СНГК с СГДТ (гамма-гамма цементомер), что связано с физической общностью определяемых параметров.
При использовании данных нейтронной цементометрии следует иметь в виду, что этот вид исследований может быть использован только в качестве экспресс-оценки состояния цементного камня, поскольку он не позволяет определить ни качество сцепления цемента, ни его радиальное распределение за колонной, ни толщину и эксцентриситет колонны. Эффективность нейтронной цементометрии обусловлена возможностью получать информацию в условиях работающих газовых скважин, т.е. в газовой среде, через газозапорное оборудование и насосно-компрессорные трубы (НКТ), и более чем через одну колонну (рис. 3). Проведение таких работ позволяет существенно сократить затраты по эксплуатации скважин, уточняя сроки проведения КРС, в процессе которых выполняются специализированные исследования.
Еще одной нетрадиционной областью применения нейтронных методов при исследова-
нии газовых скважин является выявление техногенных каверн, образующихся в процессе эксплуатации объекта, как в самом пласте, так и в перекрывающих его отложениях. Если в случае разработки объекта открытым забоем кавернообразование может быть оценено обычным способом, то в случае обсаженной скважины задача может быть решена только ядерными методами. В связи с тем, что образование техногенных каверн в обсаженных скважинах наиболее вероятно в высокодебитных терригенных коллекторах, выявление и мониторинг состояния каверны оказываются весьма актуальными задачами, решение которых позволяет предотвратить развитие каверны и последующее обрушение коллектора. На рис. 4 показан пример выявления и мониторинга состояния техногенной каверны по данным СНГК и импульсного ННК (ИННК). Видно, что в результате предпринятых технологических мер за год эксплуатации размер каверны практически не увеличился.
Аппаратурно-методический комплекс
СПРК + СНГК-Ш опробован на газовых месторождениях и ПХГ России, Казахстана, Германии, Австрии и Китая [1, 2].
Эффективность его применения предопределила создание комплексного прибора,
аргиллит
песчаник
Рис. 4. Мониторинг развития технологической каверны по данным нейтронных методов
совмещающего в себе возможности СПРК и СНГК-Ш. В качестве прототипа использовалась термобаростойкая спектрометрическая аппаратура СНГК-Ш и СПРК, способная сохранять свои технические характеристики при температуре до 150 °С и давлении до 100 МПа без сосуда Дьюара. Эта аппаратура, разработанная в 2010 г., в настоящее время эксплуатируется на месторождениях Китая.
Новый прибор, совместивший в себе возможности ранее разработанных спектрометров, получил название КСПРК-Ш (рис. 5). Он позволяет за один спуско-подъем провести измерение, равносильное измерениям приборами СПРК и СНГК-Ш. Это значительно повышает технологические возможности аппаратуры, сокращая время исследования скважины в два раза. Аналогично аппаратуре СПРК и СНГК-Ш, КСПРК-Ш помимо скважинного прибора включает в комплект блок сопряжения, обеспечивающий передачу информации по каротажному кабелю, питание скважинного прибора и связь с датчиком глубин, а также NOTEBOOK или бортовой компьютер каротажной станции. Аппаратура может эксплуатироваться с любым каротажным подъемником и кабелем до 7 км.
Аппаратура КСПРК-Ш-48 предназначена для проведения работ в скважинах малого диаметра с температурой до 120 °С и давлением до 80 МПа. Скважинный прибор состоит из двух модулей. Нижний модуль представляет собой три зонда спектрометров широкодиапазонного НГК и 2ННКт со стандартными расстояниями до закрытого радионуклидного источника (ЗРнИ). В верхнем модуле расположены зонд СГК, высокоточный термометр и манометр.
Скважинный прибор, верхний модуль которого дополнительно включает сканирующий магнито-импульсный дефектоскоп (МИД-С), разрабатывается по заказу ОАО «Газпром» для оценки технического состояния газовых скважин и, соответственно, получил название ОТСК-ОСЗП (оценка технического состояния колонн - оценка состояния заколонного пространства). В настоящее время первые образцы новой комплексной аппаратуры проходят апробацию.
Перспективы применения новой комплексной аппаратуры радиоактивного каротажа на газовых месторождениях и в хранилищах газа обусловлены высокой информативностью реализованного в ней комплекса ме-
тодов, отсутствием ограничений по времени использования и более низкой стоимостью по сравнению с приборами импульсной модификации нейтронных методов, что дает возможность эффективно решать проблемы, связанные с особенностями геолого-технических задач газовых скважин.
КСПРК-Ш-48 ОТСК-ОСЗП
Рис. 5. Общий вид комплексных спектрометрических скважинных приборов
Список литературы
1. Даниленко В.Н. Опробование комплекса спектрометрических методов ядерногеофизического каротажа в скважинах ПХГ / В.Н. Даниленко, А.И. Лысенков, Л.К. Борисова и др. // Газовая промышленность. - 2007. -
№ 11. - С. 52-54.
2. Лысенков А.И. Определение характера насыщения пластов и состава углеводородов по комплексу СНГК, 2ННКт (хлорный каротаж)
в обсаженных нефтегазовых скважинах /
А.И. Лысенков, В.А. Лысенков, А.Д. Осипов // НТВ «Каротажник». - Тверь: АИС, 2010. -Вып. 6 (194). - С. 115-149.
References
1. Danilenko V.N. Testing of the complex of spectrometric methods of nuclear-geophysical logging in wells of the UGSF / V.N. Danilenko, A.I. Lysenkov, L.K. Borisova et al. //
Gas Industry. - 2007. - № 11. - P. 52-54.
2. Lysenkov A.I. Determination of strata saturation nature and hydrocarbon composition as to induced spectral gamma-ray logging complex, 2NNKt (chloric logging) in cased oil and gas wells /
A.I. Lysenkov, V.A. Lysenkov, A.D. Osipov // NTV Karotazhnik. - Tver: AIS, 2010. -Iss. 6 (194). - P 115-149.
