CC BY
344
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2013 Геология Вып. 1(18)
УДК 550.832
Применение спектрометрических радиоактивных методов при определении начального характера насыщения коллекторов в открытом стволе бурящихся скважин
Е.С. Зрячих, А.И. Губина
Пермский государственный национальный исследовательский университет. 614990, Пермь, Букирева, 15. E-mail: ezrvachih @pitc . pnsh . ru
(Статья поступила в редакцию 16 ноября 2012 г.)
Рассмотрена возможность определения характера насыщения коллекторов в бурящихся скважинах методами спектрального нейтронного гамма-каротажа, углеродно-кислородного каротажа и его модификациями. Предложены наиболее эффективный метод и технология изучения пластов-коллекторов радиоактивными методами в открытом стволе скважин. Анализ результатов выполненных исследований дан на примере месторождений Пермского Прикамья.
Ключевые слова: спектрометрические радиоактивные методы, каротаж, бурящиеся скважины, боковой ствол, характер насыщения.
Введение
Радиоактивные спектрометрические методы, например углеродно-кислородный каротаж, активно используются для определения текущего характера насыщения в обсаженных скважинах. Однако принято считать, что такие методы из-за небольшого радиуса исследования не способны работать в открытом стволе, если учитывать зону проникновения бурового фильтрата в породу [3].
Исследования в бурящихся скважинах радиоактивными спектрометрическими методами в России проводились впервые. При бурении использовался безглинистый буровой раствор (ББР-СКП) для меньшего проникновения в прискважинную зону.
Спектральный нейтронный гамма-каротаж
Прибор хлорного каротажа (СНГК-С1) представляет собой комбинацию двухзон-
дового ННК-Т, выполненного по типу серийной аппаратуры СРК с аналогичным зондовым устройством, и 128-канального спектрометра НГК с длиной зонда 60 см. Использование стандартных зондовых устройств позволяет выполнять обработку интегральных данных по стандартным методикам, а дополнительная спектрометрическая информация дает возможность определять параметр хлорсодержания, по которому оценивается масса хлора в исследуемой среде и идентифицируется насыщенность пластов (низкие показания параметра хлорсодержания отмечаются в пресной воде, средние - в нефти, высокие - в минерализованной воде).
В 2012 г. была предложена новая методика обработки метода для скважин открытого ствола под названием «Методика по дефициту плотности и водородо-содержанию». Технология подобных исследований заключается в проведении временных измерений в открытом стволе
© Зрячих Е.С., Губина А.И., 2013
или в течение 2-3 сут после обсадки скважины с последующей нормировкой показаний аналитических параметров (табл.1), характеризующих насыщение по водоносному и плотному пластам. При нормировке каждой пары аналитических параметров Р^_ії)-Р^_ппк), P(dd_h)-P(dd_ngk), Р^_ії)-Р(Кр) суммарное содержание уг-
леводородов (нефть, газ) будет отражаться в расхождении следующих аналитических параметров: Р^_^-Р^_ппк), Р^_^)-F(Kp). На нефть будет реагировать расхождение аналитических параметров P(dd_h)-P(dd_ngk). Расхождения отсутствуют в водоносных пластах и плотных пластах-неколлекторах (табл. 2).
Таблица 1. Кривые аналитических параметров метода СНГК
Название на планшете Ед. измерения Расшифровка Примечание
р(аа_ь) у-е- Параметр дефицита плотности и водородосодержания по жесткой части спектра (в области энергий более 2.3 МэВ) по НГК Для определения начальной нефтенасы-щенности
Р(ёё_^к) у-е- Параметр дефицита плотности и водородосодержания по интегралу НГК
Р^_ппк) у-е- Параметр дефицита плотности и водородосодержания по 2ННКт
М (С1_Ь) у-е- Функция массы хлора по жесткой части спектра (в области энергий более 2.3 МэВ) по НГК Для определения текущей нефтенасыщенно-сти
М(С1_^к) Уе- Функция массы хлора по интегралу НГК
М(С1_ппк) Уе- Функция массы хлора по 2ННКт
F(Kp) Уе- Функция пористости по 2ННКт
Таблица 2. Оценка характера насыщения по приращениям аналитических параметров метода СНГК в пластах-коллекторах_____________________________________________
Приращения аналитических параметров Предполагаемый флюид
РДО Ь)>РДО ппк) Нефть, газ
Р^ ії)>Р^ ngk) Нефть
Р(аа ь)=р(аа ппк) Р^ Ю=Р^ ngk) Вода
Всего в открытом стволе методом СНГК было исследовано порядка 16 скважин. В ходе опытных работ были проведены временные замеры - до и после крепления ствола скважины в одной скважине 222 Ильичевского месторождения (рис.1).
Согласно проведенному анализу результатов применения метода СНГК в освоении и работе скважин коэффициент
соответствия по освоению равен 49%, по работе - 71%.
По итогам 2011 г был проведен также сравнительный анализ характера насыщения с характером насыщения методами открытого ствола (коэффициент соответствия методов открытого ствола данным освоения за 2011 г. составляет порядка
Скважина 222
Рис. 1. Определение начальной насыщенности методом СНГК (скв. 222, Ильичевское газонефтяное месторождение, Пермский край)
90%). Для примера возьмем Г ожанское месторождение, где было исследовано 6 скважин: 1061, 2127, 745, 149, 2006, 1051. Методика дефицита плотности и водоро-досодержания оказалась эффективной в скважинах 1061, 2127 (наблюдаются приращения аналитических параметров Р^_^-Р^_ппк), Р^_^-Р^^к),
Р^_ппк)^(Кр), Р^^)-Р(Кр) в нефтяных пластах).
В скважинах 745 и 149 данный метод не сработал в терригенной части разреза. В скважинах 2006 и 1051 метод оказался неэффективен. Таким образом, общая эффективность метода в условиях бурящейся скважины составляет порядка 50-60%.
Скорее всего, такой низкий коэффициент соответствия объясняется тем, что метод СНГК имеет небольшой радиус исследования (радиус стационарных нейтронных методов по тепловым нейтронам от 15 см в пористых пластах до 60 см в плотных породах). Это означает, что в открытом стволе при наличии глубоких зон проникновения бурового раствора метод СНГК неэффективен. К тому же, как указывают разработчики метода, на него оказывают отрицательное влияние многие факторы (глинистость, битуминозность, загипсованность, пиритизация, высокая вязкость нефти др.). При проведении временных замеров в открытом стволе и в обсаженной скважине в течение 2-3 сут после обсадки и цементирования эффективность методики не изменилась, а даже уменьшилась. Это объясняется низкой подвижностью нефти по сравнению с водой в коллекторе и незначительным газовым фактором. Цементный камень и обсадная колонна в этом случае являются дополнительными мешающими факторами при оценке характера насыщения.
Таким образом, в настоящее время небольшой радиус исследования и множество существующих ограничений не позволяют использовать метод в бурящихся скважинах по существующим методикам.
Углеродно-кислородный каротаж
С/О-каротаж основан на информации о массовой доле содержания углерода и кислорода, однозначно связанных с содержанием нефти и воды в исследуемых коллекторах. Основными геофизическими параметрами С/О-каротажа, использующимися при определении нефтенасы-щенности пород, являются отношения скоростей счета в окнах углерода и кислорода (параметр С/О) в спектре гамма-излучения нейтронного рассеяния (ГИНР) и в окнах кальция и кремния и Si в спектре гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) (параметр Са^). Выбор этих параметров основан на различии вещественного состава углеводородов (СпНп) и воды (Н2О). Параметр С/О увеличивается с ростом массового содержания углерода (нефть, уголь, карбонаты, битум) и уменьшается с ростом массового содержания кислорода (увеличение пористости, песчанистости пластов). Параметры устойчивы к изменению минерализации воды. Газонасыщенность коллекторов в силу снижения плотности углеводородов приводит к искажению параметров С/О и Са^, поэтому С/О-каротаж отражает содержание только жидкой фазы углеводородов в пластах-коллекторах.
Ввиду отсутствия на российском рынке высокочастотного импульсного генератора нейтронов малого диаметра, прибор С/О-каротажа ЦСП-С/О-90 не может иметь диаметр менее 90 мм. В связи с этим в открытом стволе ^скв < 0.124 м) существует опасность прихвата прибора с радиоактивным источником. Особенно это касается боковых стволов скважин с малым диаметром.
В качестве эксперимента исследования методом С/О-каротажа были проведены в одной скважине открытого ствола ^Скв =
0.216 м) Ильичевского газонефтяного месторождения (рис. 2).
В результате было установлено, что, несмотря на наличие зоны проникновения, ограничения применения метода в
Условные обозначения насыщения
Нефть Вода Нефть+вода Вода+нефть газ + нефть
ГЧХУ1ВВИ УЧХЧД
Рис. 2. Определение начальной насыщенности методом С/О-каротажа (скв.255, Ильичевское газонефтяное месторождение, Пермский край)
газонефтенасыщенных и карбонатных коллекторах, в интервале исследования необсаженного ствола скважины сходимость результатов метода С/О с результатами стандартного комплекса методов ГИС и данными керна довольно высока. В интервалах 1614.0-1618.5, 1621.0-1624.0, 1626.0-1627.5, 1634.0-1639.0 м была проведена перфорация, выданный по заключениям характер насыщения подтвердился (рис. 1). Количественные значения Кн по С/О-каротажу искажены (занижены) за счет влияния зоны проникновения и могут быть использованы только на качественном уровне.
Основным ограничением использования метода С/О для большинства необса-женных скважин Пермского Прикамья является большой диаметр аппаратуры - 90 мм, который не позволяет рекомендовать его для боковых стволов ^скв < 0.124 м).
Проведение С/О-каротажа в скв. 255 Ильичевского газонефтяного месторождения на основе сопоставления результатов всех методов с данными керна и освоения помогло отработать методику интерпретации для трехзондового импульсного нейтронного гамма-каротажа спектрометрического (3ИНГКС). Данный метод (прибор) был создан как альтернатива С/О-ка-ротажу в скважинах с диаметром менее 110 мм.
Трехзондовый импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический
Аппаратура метода 3ИНГКС - ЦСП-СИНГК-С1-76 (цифровой скважинный прибор спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа по хлору) реализует стандартную технологию двух-зондового импульсного нейтронного гамма-каротажа (2ИНГК) и спектрометрию гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ГИРЗ). Вместе с данным прибором используется прибор ЦСП-ГКС-76, измеряющий спектрометрию естественного гамма-излучения (ГК-С) с регистрацией активности естественных радиоактивных элементов и, Т^ К.
Комплексная обработка данных спектрометрии, включающей в себя методы ИНГК и ИНГКС-С1, позволяет получать кривые времени жизни тепловых нейтронов (?), водородосодержания и кривые массового содержания основных породообразующих элементов, включая хлор, рассчитанные в различных энергетических областях спектра ГИРЗ. Дополнительный метод СГК позволяет регистрировать интервалы радиогеохимических аномалий - показателей промытости пласта.
Несомненным достоинством аппаратуры метода 3ИНГКС является ее малый диаметр по сравнению с аппаратурой С/О-каротажа, что позволяет рекомендовать метод к использованию в скважинах малого диаметра и боковых стволах [2].
По результатам обработки спектрального распределения ГИРЗ определяется элементный состав горных пород. Тип флюида устанавливается по характеру спектров в областях гамма-излучения от элементов водорода, хлора и кислорода, присутствие и доля которых в поровом пространстве определяет наличие нефти, минерализованной или опресненной воды. Такие зависимости (вид спектра от типа флюида) были экспериментально подобраны при настройке аппаратуры путем сравнения модельных спектров, зарегистрированных в баках с водой различной минерализации и углеводородами в метрологическом центре [3].
В качестве основного интерпретационного параметра, связанного с минерализацией флюида, была выбрана энергетическая область спектра ГИРЗ в диапазоне 1800-2300 кэВ, отражающая содержание водорода и хлора - этот параметр был обозначен как М_с1. Методика заключается в сопоставлении этого параметра с параметром М_w, теоретически рассчитанным для водонасыщенной пористости. Области снижения реальной минерализации соответствуют нефтенасыщенным пластам (с учетом ограничений при пресных закачках). Степень расхождения текущих показаний М_w и М_с1, т. е. дефи-
цит минерализации, с учетом разницы минерализаций флюидов в полностью нефтенасыщенном и водонасыщенном пластах, отражает степень нефтенасыщенности пласта и позволяет рассчитывать коэффициент нефтенасыщенности [2].
К настоящему времени исследования этим методом были проведены в 18 бурящихся скважинах Пермского Прикамья. При этом вычисленный коэффициент эффективности метода 3ИНГКС практически совпадает с эффективностью по стандартному каротажу.
С целью определения наилучших условий применения метода в ходе опытных работ проводились исследования до и после обсадки скважины металлической колонной. Анализ результатов показал, что исследования, проведенные в обсаженных скважинах через 2-3 сут после цементирования, в большей степени соответствуют результатам освоения и работы скважин, чем те, что исследовались непосредственно сразу после бурения в открытом стволе. Вероятно, несмотря на влияние колонны и цементного камня, зона проникновения бурового раствора за первые сутки успевает частично расформироваться, что и способствует более эффективному определению характера насыщения.
Для примера приведена скважина Ко-куйского месторождения с результатами освоения, где был подтвержден характер насыщения, выданный по методу 3ИНГКС (рис.3). Наибольшие приращения параметров М_w и М_с1 отмечаются в интервалах 1977.5-1979.3, 2006.6-2010.1 м. По данным электрических методов в подошве пласта 2006.6-2010.1 м отмечается понижение сопротивления. При освоении данного пласта была получена безводная нефть. Через четыре месяца после бурения скважина работает с дебитом 6.2 м3/сут и обводненностью всего 6%.
В качестве ограничений для применения метода 3ИНГКС следует отметить наличие глубоких зон проникновения, превышающих его глубинность (30-50 см), а также изменчивость минерализации пла-
стовых и закачиваемых вод по исследуемому разрезу.
Результаты испытаний в большинстве случаев подтвердили заключения, составленные по данным опытных спектральных радиоактивных методов, использованных в открытом стволе бурящихся скважин с помощью аппаратуры ЦСП-3ИНГКС-76. Заключения по данному методу были выданы независимо от заключений стандартного окончательного каротажа и оказались идентичны в большинстве пластов.
Заключение
Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность запасов ее на Земле вынуждают прилагать энергичные усилия к более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим в области разработки нефтяных месторождений поставлены задачи по увеличению нефтеотдачи продуктивных пластов и повышению эффективности контроля параметров выработки нефтяных пластов, решению которых способствует современный комплекс методов ядерной физики.
Как показал анализ результатов выполненных исследований, методика оценки нефтенасыщенности по некоторым спектральным радиоактивным методам в открытом стволе является работоспособной, полученные результаты согласуются с данными стандартного комплекса и подтверждаются освоением скважин.
Исследования, проведенные новым прибором ЦСП-3ИНГКС-76, позволили открыть новые возможности использования спектральных радиоактивных методов в бурящихся скважинах. А именно: оценивать пористость горных пород, выделять пласты-коллекторы, определять коэффициент насыщенности коллекторов по изменению минерализации пластового флюида, а также регистрировать радиогеохи-мические аномалии по данным СГК. В результате исследований также было выявлено, что данный метод более эффективен при проведении исследований после об-
садки скважины металлической колонной и закрепления ее цементным камнем.
Ограничением радиоактивных методов является их небольшая глубинность исследования по сравнению с методами
электрического каротажа, поэтому спектральные радиоактивные методы все же рекомендуется использовать как дополнительные к стандартному электрическому каротажу.
Условные обозначения насыщения
Нефть Вода Нефть+вода Вода+нефть газ + нефть
\\\'
Рис. 3. Определение начальной насыщенности методом 3ИНГКС (скв. 94 2, Кокуйское нефтяное месторождение, Пермский край)
Библиографический список
1. Антипина Е. С. Определение характера насыщения коллекторов по данным спектрометрических радиоактивных методов в открытом стволе // Геология в развивающемся мире / Перм. гос. ун-т. Пермь, 2012. Т.1. С. 193-197.
2. Аскеров А.М., Рыскаль О.Е., Коротченко А.Г. Опыт применения импульсного спектрометрического каротажа на месторождениях Западной Сибири // Каротажник. 2010. № 5 (194). С. 30-41.
3. Дворкин В.И., Александров С.С., Зиннуров Р.М. Методическое руководство по применению новых геофизических методов в открытом стволе бурящихся скважин / УГНТУ. Уфа, 2008. С. 72-88.
4. Машкин К.А., Рыскаль О.Е., Коротченко А.Г. Расширение области применения ядерно-геофизических методов в сложных геолого-технических условиях // Каротаж-ник. 2012. №4(214). С. 19-28.
The Use of Radioactive Spectrometric Methods for Determining Initial Oil Saturation by Reservoir Formation in the Openhole Drilled Wells
E.S. Zriachikh, A.I. Gubina
Perm State National Researching University. 614990, Perm, Bukirev st., 15 E-mail: ezryachih@pitc.pnsh.ru
The possibility of determining of collector saturation on spectral radioactive data in drilled wells using the methods of spectral neutron gamma logging, carbon-oxygen logging and its modifications is presented. The most effective method and technology of reservoirs reseach radioactive methods in open hole wells is offered. Analysis of the results of research is shown by the example of Perm Region deposits.
Keywords: radioactive spectrometry, logging, drilled wells, oil.
Рецензент - доктор геолого-минералогических наук А. С. Некрасов
