Разработка методики выделения коллекторов в разрезе бурящихся скважинах по данным нестационарных термических исследований

Перспектива дальнейшего увеличения добычи нефти и газа в СССР в значительной мере связана с открытием и вводом в разработку месторождений, приуроченных к сложным коллекторам, залегающим на больших глубинах.

Несмотря на значительные успехи в развитии геофизических исследований скважин (ГИС), ставших основными методами выделения коллекторов и оценки их эффективной мощности, пористости и нефтегазонасыщения, эффективность ГИС в некоторых разрезах (карбонатные, глинистые, вулканогенно-осадочные и тонкослоистые коллекторы), остаётся низкой. Значение таких коллекторов в общем балансе включаемых в разведку природных резервуаров нефти и газа растет.

Известно [11,131, что выделение коллекторов при интерпретации данных ГИС осуществляется по косвенным количественным признакам (сравнение с критическими параметрами) и по прямым качественным признакам (глинистая корка, зона проникновения и другие).

В Советском Союзе и за рубежом большой вклад в изучение и выделение сложных коллекторов по объёмным характеристикам порового пространства методами ГИС внесли Б. Ю. Венделынтейн, В. Н. Дахнов, В. М. Добрынин, Л. П. Долина, С. С. Итенберг, С. Г. Комаров, О. Л. Кузнецов, А. М. Нечай, В. В. Ларионов, М. Г. Латышова, Р. А. Резванов, А. И. Холин, М. М. Элланский, Ю. А. Гулин, Н. З. Заляев, Н. К. Кухаренко, Г. А. Шдурман, С. Д. Пирсон, М. П. Тиксье, Р. Дебранд и другие исследователи.

При выделении сложных коллекторов в разрезе скважин по величине критической пористости (и другим косвенным количественным признакам) возникают осложнения в «разрыве» информационной цепи: литология — тип порового пространства — величина пористости и достоверность её определения — физические свойства флюида насыщающего коллектор. В этих условиях для выделения коллекторов всё чаще обращаются к методикам, позволяющим регистрировать гидродинамическое взаимодействие скважины и пластов как в процессе их вскрытия, так и после дополнительных воздействий.

Выделение коллекторов по качественным прямым признакам [III по своей сути есть выделение коллекторов по признакам, формирующимся в процессе массопереноса из скважины в пласт-коллектор (или наоборот) под действием разности давления в системе скважина-пласт.

Для исследования процессов массопереноса широкое применение находят методы активаторов (гидрогеология, технология химических процессов и т. д.). Технология процесса исследования заключается в том, что в одной точке системы вносится активатор, а в другойизмеряется изменение его концентрации во времени путём непосредственных измерений во второй точке либо по анализам проб, отобранных из потока в точке. В нефтегазовой промышленности применение метода активаторов по данной технологии для исследования параыет-ров коллекторов и месторождения в целом отражено в работах Э. В. Соколовского и других исследователей.

Известны методы исследования по изучению процессов массопереноса по измерениям в месте введения активатора [671. Актуальность использования методов активаторов для выделения карбонатных коллекторов обосновано в работе [20] .

Основное преимущество метода активаторов — его «однофактор-ность» и возможность проведения дифференциальных измерений. Важнейшими моментами в применении метода активаторов является расчёт необходимой концентрации активатора, достаточной для проведения измерения при существующих способах регистрации.

Геофизические измерения являются интегральными в объёме радиуса исследования данного метода, поэтому для измеряемого сигнала J можно записать: iGW+cc^d^ (I) о где Ruрадиус исследования метода;

Gb}- дифференциальный геометрический фактор или функция ценности для данного методаЫ- функция распределения основных физических свойств, вияющих на измеряемый сигналчг — время;

•г — радиальная координата.

Если считать, что функции GW и ^(д) независимы (или слабо зависимы) друг от друга, то G (>) — характеристика данной измерительной установки, a iфункция, изменяющаяся в процессе взаимодействия скважины с коллектором. При отсутствии взаимодействия горной породы со скважиной = corvst.

Обозначим начальное распределение свойств, до введения активатора, через i (07″ ъ). Тогда изменение измеряемого сигнала при введении активатора равно: л fMGcoC — ck (2) о.

Допустим, что при введении индикатора на некоторое расстояние RM < Ru выполняется условиеfee, ъ) = с| (од), где с — коэффициент эффективности активатора, определяемый петро-физической моделью.

Л 'Ч.

Тогда для относительного изменения сигнала 3 можно получить выражение:^ с ^ г/ Ru ' где Kr^J — функция эффективности внесения метки, при R""RH. р X «С,.

Можно предположить, что «где — площадь, ограничиваемая кривой интегрального геометрического фактора метода (установки) в пределах и — то же, но в пределах 0.

Естественно, что данный метод может применяться в режиме активаторов только в том случае, если изменение сигнала при введении активатора превышает относительную ошибку измерения данного метода.

Выражение (3) позволяет интегрально описать и выявить следующие возможные методы регистрации активаторов методами промысловой геофизики:

1. Регистрация метки по способу: фоновый замер — внесение метки — контрольное измерение.

2. Временные исследования по естественному изменению функции ^(ч-.'й) при отсутствии фонового замера.

3. Разноглубинные методы регистрации.

4. Регистрация метки по способу: измерение — воздействие на функцию ^(ъ.ъ) — контрольное измерение.

Фактически эти модификации методов регистрации активаторов применяются при геофизических исследованиях скважин (временные и разноглубинные замеры электрическими методами для выявления зоны проникновения, исследования по методу: измерение — испытание — измерение, методы радиоактивных изотопов и нейтронно-поглощающих веществ и т. п.). Но методами активаторов называют чаще всего лишь методы, осуществляющие измерения по первому способу [20]. На наш взгляд, по крайней мере, для выделения коллекторов, необходимо расши рить понятие применения метода активаторов. Это обусловлено тем, что сам процесс бурения, с точки зрения метода активаторов, является процессом внесения активатора в пласт. Активатор — это буровой раствор, либо его жидкий компонент — фильтрат.

Общепринятой схемы классификации методов активаторов не существует. В имеющихся работах [67,70,731 чаще всего методы активаторов разделяют по физической природе активатора (методы радиоактивных изотопов, нейтроннопоглощающих веществ, красящих веществ и т. д.) или по степени регулируемости воздействия на пласт (В.Д.Неретин и др.).

Проведение ГИС по методу активаторов необходимо увязывать с технологией бурения, так как подготовка скважины и активатора, внесение активатора требуют затрат производительного времени буровой бригады. Рациональная методика проведения ГИС по методу активаторов должна способствовать получению максимальной информации, что возможно при пользовании комплексных активаторов, которые могут выделяться различными методами ГИС. Для облегчения составления такого комплекса исследований предлагается схема физико-технологической классификации методов активаторов для ГИС (рис.1) по следующим параметрам: тип активатора, методика внесения активатора в систему скважина-пласт, методика регистрации внесенного активатора. Эта схема связывает отдельные этапы метода активаторов и позволяет реально оценить возможности комплексирования методов ГИС для регистрации процесса взаимодействия скважины и пластов-коллекторов.

Введение

в схему способа внесения активатора отражает сложившуюся технологию применения методов двух растворов, временных и разноглубинных ислледований электрометрии, метода радиоактивных изотопов и нейтронно-поглощающих элементов.

Активаторы могут вноситься в систему скважина-пласт следующими способами: активирование всего раствора, активирование «пачки» раствора с последующей доставкой его в интервал исследования (смена раствора), а также с помощью различных технических устройств (инжекторы, капсулы, нагреватели) непосредственно в интервале исследования.

1 /7? ехнологи чес кие параметры процесса.

Физические С/7 ос о & б не с емця акт и в, а тор о сбоистбо? с/песл? бенно /7тех нологиче ский Смена раствора С пе цустрО (}ст ва актибатора Способ регистрации Способ регистрации Способрегистрации.

1 2 3 1 г J 4 1? 3 4.

1 Электрические — + + + - + + + — + + +.

2 Радиоактабиь/е — - - - + ± - + + ± - +.

3 Нейтрошо-поглощающие — ± + +¦ ± + ± + + +.

1 Нёитроннооктивоционнб/е + ¦+ ± - ± + - + + +.

5 М огнитнь/е — ± -г «I» +¦ + 1 г ± т «Г +.

6 1 тепловые т + - + ± - + + + - +¦

1 — ноль ~ <рон — активаторрегистрация- 2~ <ром — воздействиер егистраг/г/м, 3 — розмое/губоннб/и — Ь — Временном.

Рис. 1 Схема классификации методов активаторов при выделении коллекторов.

Рассмотрение схемы позволяет заключить, что имеются широкие возможности комплексирования методов ГИС в режиме активаторов.

Наиболее важные моменты, определяющие применение ГИС в режиме активаторов, следующие: определение эффективности активатора при современных способах измерения и создание условий для эффективного внесения метки в пласт-коллектор. Имеющиеся литературные данные по расчёту необходимых концентраций активаторов относительно немногочисленны и приведены для условий, когда активатор распределен в прискважинной зоне на расстояние большее, чем радиус исследования соответствующих методов [69,70,961 .

Использование термических методов для выделения коллектора известно по [23,251 — в геофизической литературе [21,31,991 приводятся примеры выделения коллекторов по данным термометрии. Вместе с тем, приводимые рекомендации по применению термометрии носят общий характер.

Автором теоретически [16,91,921 были изучены основные тепловые параметры процесса тепломассопереноса при фильтрации бурового раствора в пласт при образовании зоны проникновения, что позволило перейти от общих рекомендаций к разработке конкретных методик исследований.

Физической основой метода служит различие в темпе восстановления температуры в скважине против проницаемых и непроницаемых горных пород, обусловленное разной степенью нарушения стационарного теплового поля. Достоинство метода в том, что активатор создается при бурении автоматически в результате теплообмена в скважине и поступает в проницаемые пласты-коллекторы. Разность температур бурового раствора и горных пород может достигать нескольких десятков градусов, что вполне достаточно для выделения коллекторов. Поскольку все возможные способы внесения активатора связаны с продвижением жидкости из скважины в пласт, а это сопровождается тепловым воздействием на пласт, то термометрию, в принципе, можно включить в комплекс с любым активатором. Результаты положительного использования комплекса радиоактивные изотопы-термометрия в нагнетательных скважинах приведены, в частности, в работе[18,641 .

В заключение обзора современного состояния метода активаторов необходимо отметить:

1. Наиболее широко применяемыми методами активаторов при выделении коллекторов являются электрические методы, однако, эффективность их в ряде случаев остается низкой.

2. Отсутствует комплексность ГИС при использовании метода активаторов.

3. Термометрия — один из наиболее технологичных методов активаторов, легко комплексирующийся с другими методами.

4. Наиболее доступным и эффективным методом внесения активатора является естественно-технологический, причем в этом случае могут быть использованы электрические, нейтроннопоглощающие, нейт-ронноактивационные и тепловые методы.

Выводы.

1. По данным динамических признаков формирования зоны проникновения выделяются пласты коллектора при значениях пористости ниже установленного критического значения.

2. В комплекс ГИС для обнаружения прямых признаков коллектора, наряду с методами, позволяющими регистрировать наличие корки, должны входить методы, выделяющие пластовые прямые признаки — временные и разноглубинные замеры — электрическими методами, и термометрия в нестационарном тепловом режиме. Простейшим вариантом нестационарных термических исследований является замер температуры при выполнении ГИС.

3. Применение предлагаемого в данной работе комплекса ГИС для выделения коллекторов, по прямым признакам позволяет выделить наиболее проницаемые интервалы в высокопористой части разреза и выделить гидродинамически связанные со скважиной пласты в низкопоровой части разреза.

§ 3. Сопоставление результатов выделения коллекторов по данным единичных замеров нестационарных температур и по косвенным и количественным признакам.

Подсолевые карбонатные отложения Прикаспийской впадины.

В скважине Г-19 месторождения Жанажол комплекс ГИС включал следующие методы: стандартный зонд, СП, каверномер, СЭЗ, БЭЗ, микрозонды, ЕЖ, ИГЛ, АМ, НШ и ГМ в исследуемом интервале 2580−2735 м. Диаграммный материал и результаты интерпретации ГИС приведены на рис. 5.6. По данным партии подсчета запасов объединения «Гурьев-нефтегазгеология», основные коллекторы (по значению пористости, большей критической) выделены в интервалах 2575−2645 м и 2675−2716 м в горизонтах, А и Б. Все интервалы, включенные в эффективную мощность при подсчете запасов, являются также коллекторамипо данным времен.

Рис. 5.6 Выделение коллекторов по результатам комплексной интерпретации материалов ГИС по скважине Г-19 месторождении Данажол ных замеров сопротивления, кроме того, выделяются по изменению сопротивления во времени пласты № 3, 10, 15, 25, 36, 37, 39, 41−43, 48, 50−52 (часть), 61, 62, 64, 65, 72, 74, 76, 80, 81, суммарная мощность которых 35,2 м.

По данным термометрии выделено шесть фильтрующих интервалов общей мощностью 34,8 м. Пять из них лежат в пределах горизонтов, А и Б, а один — в перемычке между ними, интервал в горизонте Б лежит в области, относимой по критической пористости к неколлектору. Основная часть фильтрующих по данным термометрии коллекторов характеризуется значительными изменениями по данным ЕК, что подтверждает наличие глубокой зоны проникновения в них. Общая характеристика пластов, выделенных по термометрии, приведена в таблице 5.4, данные которой позволяют сделать вывод о том, что отсутствует связь между объемными параметрами породы и выделением их по данным термометрии как фильтрующих.

Это подтверждается и при более широком рассмотрении данных ГИС по этой скважине: при исследовании возможных парных связей между методами ГИС, интервалы, выделяемые по термометрии, не удается сгруппировать. Следует заметить, что выделенные пласты имеют достаточно широкий диапазон изменения величин пористости, определенных по акустическому методу и нейтронному гамма-методу. Известно, что одной из причин этого может служить наличие вторичной пористости в коллекторах. С целью проверки этого факта на месторождении Канажол была проведена совместная обработка данных НГМ, АМ и ГШ по скважине Г-26. Комплекс ГИС здесь тот же, что и в скважине Г-19. В исследуемом интервале 2745−2840 м по данным термометрии выделяются II пластов общей мощностью 28 м, по данным временных замеров весь интервал — коллектор. Обработка материалов по скважине показала: разрез продуктивной толщи, в основном, двухкомпонентный (известняк, доломит), что позволяет по данным НГМ, ГШ и АМ оценить литологический состав,.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В работе развита теория применения нестационарных термических исследовании бурящихся скважин для выделения коллекторов и оценки их фильтрующей способности в процессе вскрытия и дополнительных кратковременных термогидравлических воздействий.

1. Теоретически исследована влияние неоднородности пластов по тепловым свойствам скважины и каверн на процесс востановления теплового поля в рамках единой задачи «нарушение-восстановление». Показано, что влияние литологии не превышает 10 $ первоначального перепада температурпри длительных тепловых нарушениях роц > 100 влиянием размера каверн до 0,2 м можно пренебрегать при времени восстановления до 2−3 суток, а при кратковременных нарушениях необходимо учитывать величину зоны теплового нарушения в каверне.

Доказано, что использование приближенных формул без учета скважины при расчете теплового поля приводит к значительным до 60 $ ошибкам при длительности нарушения до 20 часов и восстановления до 100 часов.

2. На основании теоретических исследований определена область применения нестационарной термометрии при выделении коллекторов.

— начальная разность температур между скважиной и геотермической температурой породы должна превышать не менее чем в 10 раз чувствительность применяемых способов регистрации температуры;

— при малопродолжительных нарушениях теплового поля в литоло-гически неоднородных разрезах могут быть выделены пласты с объём.

С о ной скоростью фильтрации, превышающей 2−10 м /с;

— при длительных нарушениях теплового поля достоверно выделение пластов-коллекторов с величиной зоны теплового нарушения, превышающей пять радиусов скважины;

— для разделения пластов по Ратн при его значениях, больших.

10 радиусов скважины, необходимо измерять температуру при простое скважины до 2−3 суток.

3. Полученное автором аналитическое выражение для расчета восстановления температуры в коллекторе позволяет рассчитать оптимальное время исследования при длительных более 10 суток нарушениях теплового поля для конкретных горных пород.

4. Использование предложенных автором методов обработки термограмм в комплексе ГИС по разрезам со' сложным строением коллектора показывает, что эффективность комплекса при выделении коллекторов возрастает. Это обусловлено тем, что данные термометрии несут дополнительную информацию о фильтрующей способности коллекторов и позволяют выделить пласты как в области низких значений пористости.

Кд < Кд. крит., так и в коллекторах, выделяемых объемными методами ГИС.

Показано, что трещины и зоны трещиноватости по данным термометрии могут выделяться протяженными аномалиями, в результате накопления тепловой метки при фильтрации по трещинам.

5. Применение нестационарной термометрии в комплексе с временными измерениями сопротивления позволило уточнить характеристику коллектора в карбонатных отложениях месторождения Жанажол.