image
energas.ru

Газовая промышленность № 4 2017

Добыча газа и газового конденсата

01.04.2017 11:00 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КАРОТАЖА В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
Для изучения текущего состояния нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов в эксплуатационных скважинах нефтегазовых месторождений Томской области в настоящее время применяются ядерно-геофизические методы (ЯГМ), включающие спектрометрический импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК-С или С/О-каротаж), двухзондовый импульсный нейтронный каротаж (2ИНГК/2ИННК) и спектрометрический гамма-каротаж (СГК). Исследования в регионе выполняются аппаратурой типа ЦСП (ЦСП-С/О-90, ЦСП-2ИНГК-43М, ЦСП-ГК-С-90). Производственное применение комплекса ЯГМ реализуется в партнерстве с ООО «Юганскнефтегазгеофизика», ООО «ПИТЦ «Геофизика». Объектами исследований являются как меловые, сравнительно простые по своему строению терригенные коллекторы, так и юрские, представленные неоднородными по литологическому составу песчаниками с наличием углеродсодержащих пород в виде углей и битумов. Комплексная интерпретация результатов ЯГМ позволяет более точно оценить эффективную пористость коллекторов с учетом их литологического состава, выделить коллекторы и определить их текущую нефтегазонасыщенность. Приводятся примеры исследований по скважинам.
Ключевые слова: ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ, СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЙ ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-КАРОТАЖ, НЕФТЕГАЗОВАЯ СКВАЖИНА, ОБСАЖЕННЫЙ СТВОЛ, НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ.
Открыть PDF


В связи с длительной эксплуатацией месторождений Томской области актуальной проблемой остается повышение нефтеотдачи пластов и организация прогрессивной технологии добычи углеводородного сырья в целом. При решении этой проблемы основными задачами, решаемыми геофизическими методами, являются изучение текущего состояния продуктивных пластов и повышение достоверности оценки их подсчетных параметров путем использования как новейших аппаратурных разработок, так и методических приемов интерпретации регистрируемых параметров, содержащих обширную информацию о литологии и флюидальном составе коллекторов на момент исследования. Важными также являются поиск и определение насыщенности пластов, пропущенных при проведении геофизических исследований в скважинах при вводе их в эксплуатацию.

1_1_2.png

Наибольшей информативностью при исследовании обсаженных скважин старого фонда характеризуются методы ядерногеофизической спектрометрии, к которым относятся спектрометрический импульсный нейтронный гаммакаротаж (ИНГКС или С/Окаротаж), импульсный нейтронный каротаж (2ИНГК/2ИННК) и спектрометрический гаммакаротаж (СГК), получившие свое развитие в конце 1990х гг. К настоящему моменту комплекс ЯГМ прошел стадию широкого опробования в производственных условиях и подтвердил высокую информативность и эффективность исследований в любых, в том числе неоднородных, разрезах с многокомпонентной объемной и флюидальной моделями породколлекторов.

1_1.png

Производственное применение комплекса ЯГМ в Томской области с использованием аппаратуры, разработанной совместно специа
листами ПАО НПП «ВНИИГИС» и ООО НПП «ИНГЕО», началось в 2009 г. на объектах ОАО «Томскнефть». Результаты исследований обсаженных скважин старого фонда в терригенных отложениях различного возраста показаны на конкретных примерах Вахского, Северного, Советского, Малореченского, Нижневартовского, ИгольскоТалового месторождений, географически расположенных в северозападной части Томской области.

С 2009 г. исследовано более 300 скважин. Анализ полученных результатов по скважинам показал, что комплекс ЯГМ, включающих С/Окаротаж, 2ИНГК и СГК, обеспечивает получение информации для построения многомерных моделей горной породы и порового пространства.

1_1_1.png

Информативность комплекса ЯГМ обеспечивается большим набором регистрируемых геофизических параметров, таких как:

  • спектральные отношения С/О и Ca/Si;

  • элементный состав скелета (O, Ca, Si, S, Mg, Fe, С, H);

  • элементный состав флюида (O, H, C, Cl);

  • массовые содержания урана (U), тория (Th) и калия (K);

  • мощность экспозиционной дозы;

  • общее водородсодержание горных пород;

  • сечение поглощения тепловых нейтронов.

Результатом количественной интерпретации данных ЯГМ в сочетании с информацией по открытому стволу является:

  • вещественный состав горных пород;

  • общая и эффективная пористость коллекторов;

  • коэффициент текущей нефтегазонасыщенности коллекторов;

  • минерализация пластового флюида.

В программах обработки С/Окаротажа реализованы как алгоритмы расчета спектральных отношений, так и алгоритмы разложения на элементные составляющие регистрируемых спектров гаммаизлучения неупругого рассеяния (ГИНР) и гаммаизлучения радиационного захвата (ГИРЗ). Эти алгоритмы базируются на результатах измерений в моделях пластов в метрологическом центре ПАО «НПП «ВНИИГИС». Коэффициент текущей нефтенасыщенности рассчитывается исходя из уравнений, связывающих спектральные отношения С/О и Ca/Si (из спектров ГИРЗ или ГИНР в зависимости от условий измерений) и величину общей пористости. При этом выделяется доля нефти в поровом пространстве. Расчеты коэффициента текущей газонасыщенности основываются на результатах обработки метода 2ИНГК, направленной на определение общего водородсодержания горных пород и сечения поглощения тепловых нейтронов. При этом используются расчеты, отражающие изменения общего водородсодержания, определяемого в условиях обсаженной скважины по 2ИНГК, на фоне общего водородсодержания, определяемого в условиях открытого ствола по методам НГК/ННК, которые связаны с присутствием газа в поровом пространстве. Также используются уравнения, представляющие измеренное сечение поглощения как сумму сечений поглощения компонент объемнофлюидальной модели с весовыми коэффициентами объемного содержания этих компонент в целях выделения доли газа в поровом пространстве. Обработка данных СГК обеспечивает получение массовых содержаний урана, тория и калия и мощности экспозиционной дозы (МЭД). Превышение величины МЭД по СГК над величиной МЭД по ГК в открытом стволе связывается с наличием радиогеохимических аномалий (РГХА) по стволу скважины. С этими же аномалиями связывается превышение содержания урана, которое, в том числе, наблюдается при наличии битумов.

1_1_3.png

На интерпретационных планшетах наносятся кривые каротажа открытого ствола (при их наличии), данные обработки комплекса методов С/Окаротажа, 2ИНГК, СГК. Также наносятся данные построенной объемнофлюидальной модели и расчетные параметры коэффициента текущего нефтегазонасыщения на фоне начального нефтегазонасыщения (при наличии) выделенных пластовколлекторов. Объемнофлюидальная модель строится по материалам каротажа открытого ствола с привлечением данных по элементному составу, рассчитанных в результате обработки спектров С/Окаротажа.
В случае отсутствия материалов по открытому стволу объемнофлюидальная модель и границы выделенных пластовколлекторов строятся по данным проводимого комплекса ЯГМ.

По результатам интерпретации составляется заключение о текущем нефтегазонасыщении, наличии и характере обводненности коллекторов в разрезах любой сложности литологического состава горных пород и неоднородной минерализации пластовых флюидов. Полученная информация в целом может быть использована для решения как промысловых задач для конкретных объектов исследования, так и геологоразведочных задач по текущему состоянию залежи.

1_1_4.png

Рассматриваемый комплекс ЯГМ обладает широкой информативностью, однако в зависимости от программы исследований и конкретных геологотехнических условий, в частности скважин малого диаметра (боковых стволов с колонной диаметром 102 мм), могут выполняться отдельные методы этого комплекса. Так, при использовании аппаратуры ЦСП3ИНГКС76 одновременно регистрируются параметры 2ИНГК, спектры ГИРЗ, СГК и нейтронной активации (НАК), позволяющие оценить нейтронные характеристики (тау, сигма), содержание основных породообразующих химических элементов, содержание кислорода в горной породе и флюиде, предоставляя возможность решать задачу определения насыщенности пластовколлекторов там, где проведение С/Окаротажа пока технически невозможно. При этом оценка нефтенасыщенности выполняется по данным содержания кислорода в поровом пространстве из результатов каротажа НАК.

В ближайшем будущем эта задача будет решаться с применением инновационной аппаратуры малого диаметра ЦСП2ИМКС73, объединяющей все перечисленные методы комплекса ЯГМ.
НИОКР по разработке нового прибора ведутся с конца 2015 г. при финансовой поддержке ФГБУ «Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научнотехнической сфере» («Фонд содействия инновациям»). Методическое и программное обеспечение обработки и интерпретации материалов, регистрируемых новой аппаратурой, базируется на существующем программнометодическом обеспечении комплекса ЯГМ, однако оно значительно расширено в связи с новыми возможностями разработанной аппаратуры.

В частности, наличие двух зондов в данной аппаратуре дает возможность исследования и учета скважинной составляющей разреза, что позволяет частично снять многие существующие ограничения комплекса ЯГМ. При использовании эффективных детекторов, обладающих высокой температуроустойчивостью и быстродействием, получают более разрешенные спектры ГИНР и ГИРЗ. Применение генераторов нейтронов с перестраиваемой частотой позволяет значительно снизить наложение спектров. Все эти преимущества повышают эффективность проводимых исследований и достоверность получаемых результатов по оценке геологогеофизических параметров изучаемых пластов.

В целом на месторождениях Томской области в скважинах старого фонда в терригенных коллекторах меловых отложений рассматриваемый комплекс методов работает достаточно надежно с использованием традиционных ядерногеофизических технологий. Методика количественных расчетов упрощается при наличии в интервале исследований первоначально водонасыщенных пластов в качестве опорных, что позволяет реализовать традиционную, хорошо себя зарекомендовавшую методику интерпретации. На рис. 1 показан интерпретационный планшет по результатам обработки данных каротажа комплексом ЯГМ в интервале пласта ПК13в. Интерпретационные планшеты создаются в системе «Прайм». Планшет состоит из 12 треков:

  • 1й – трек глубины в метрах;

  • 2й – данные стратиграфии по разрезу скважины;

  • 3й – кривые каротажа открытого ствола: гаммакаротажа –
    ГК (GR), нейтроннейтронного каротажа – ННК (NPHI), собственной поляризации – ПС (SP) и интегральная кривая СГК (RSGR), зарегистрированная прибором ЦСПГКС90, совмещенная с кривой ГК в целях выявления РГХА;

  • 4й – кривые каротажа сопротивлений по открытому стволу: бокового каротажа (LLD), индукционного каротажа (ILD) и каротажа сопротивлений потенциал
    зондом (PZ);

  • 5й – данные С/Окаротажа, зарегистрированные прибором ЦСПС/О90. Представлены кривые содержаний основных химических элементов, содержащихся в скелете пород и во флюиде, дифференцирующие разрез: кальция (Ca), кремния (Si), хлора (Cl), углерода (C). Кривые совмещены для наглядности дифференциации разреза скважины и выделения эффектов нефтенасыщенности. Также в этом треке нанесены совмещенные кривые спектральных отношений: C/O и Ca/Si;

  • 6й – кривые содержаний естественных радиоактивных элементов – урана (U), тория (Th) и калия (K), полученные при обработке данных СГК, зарегистрированных прибором ЦСПГКС90;

  • 7–9й – колонки выделенных коллекторов, характера начального насыщения коллекторов по данным каротажа открытого ствола и текущего насыщения по данным комплекса ЯГМ;

  • 10й – результаты обработки данных 2ИНГК, зарегистрированных прибором ЦСП2ИНГК43М. Кривые интегралов по большому (дальнему от генератора нейтронов) зонду – TCFC, TCNC, тау (среднее время жизни тепловых нейтронов в разрезе) и сигма (среднее сечение поглощения тепловых нейтронов), которые совмещены для наглядности дифференциации разреза, вскрытого скважиной;

  • 11й – объемнофлюидальная модель разреза, построенная с помощью программы OPTCOM на основе комплексных данных каротажа открытого ствола и С/Окаротажа. Кп – коэффициент эффективной пористости, Ксв – коэффициент общей пористости, Кгл – объемное содержание глин, Кпес – объемное содержание кварцевого песчаника;

  • 12й – кривая коэффициента текущей нефтенасыщенности КНГ(С/О) на фоне начальной нефтенасыщенности КН(нач). Расчет этих данных проводится в рамках песчаноглинистой модели породы.

На рис. 2–5 построение и условные обозначения интерпретационных планшетов в целом аналогичны представленному на рис. 1, за исключением некоторых деталей. Так, из рис. 1 видно, что характер насыщения на момент бурения скважины практически подтверждается данными каротажа комплексом ЯГМ. Нижние коллекторы перед пластом глины – водонасыщенные, верхние – нефтенасыщенные с небольшим обводнением.

На рис. 2 представлены результаты исследований в меловых отложениях пластов Б9. На данном планшете в объемнофлюидальную модель введена компонента карбонатного включения, которая отбивается по соотношению содержания кальция и кремния, а также по интегральным данным 2ИНГК. Здесь по материалам каротажа открытого ствола начальная нефтенасыщенность имела место в верхних коллекторах, однако водонефтяной раздел (ВНР) не отбивался, так как в нижней части пласта Б9(1) и в кровле пласта Б9(2+3) были выделены коллекторы, насыщение которых характеризовалось как «неясно» (т. е. по каротажу сопротивлений они могли быть и нефтенасыщенными).
По результатам проведенного комплекса ЯГМ эти коллекторы характеризуются как водонасыщенные, и граница раздела отбивается в верхней части пласта Б9(1).

Значительно более сложные проблемы приходится решать при исследовании коллекторов юрских отложений, представленных неоднородными по литологическому составу песчаниками с наличием углеродсодержащих пород в виде углей и битумов. Кроме того, в этих пластах, как правило, отсутствуют первоначально водонасыщенные коллекторы, что значительно усложняет методику количественных расчетов. В таких разрезах в алгоритмы интерпретации включаются данные о содержании различных химических элементов, в том числе естественных радиоактивных, и при количественных расчетах насыщенности используются литологические факторы, а в качестве опорных пластов – глинистые пласты.

Пример определения текущей нефтенасыщенности коллекторов в юрских отложениях приведен на рис. 3. На данном планшете в объемнофлюидальную модель введены как карбонатные включения, так и угли, которые отбиваются по данным С/Окаротажа (содержание кальция, углерода и водорода). Пласт Ю0(Баж) представлен битумонасыщенными глинами. Битумы отбиваются как по отношению С/О (также и по содержанию углерода, который на планшете на фоне хлора не так заметен), так и по данным СГК (содержание урана). В пластах Ю1 коллекторы характеризуются как полностью обводненные в процессе эксплуатации в интервале перфорации. Здесь же имеет место значительная РГХА, выделенная по данным СГК. Вышележащие коллекторы также частично обводнены и характеризуются как водонефтенасыщенные или с остаточной нефтью.

На рис. 4 представлен интерпретационный планшет, подготовленный по результатам проведения комплекса ЯГМ в меловых отложениях пласта А5. Верхние коллекторы характеризуются как газонасыщенные, далее отмечается переход к нефтегазонасыщенности. В нижней части планшета (под глинистым пластом) выделяются нефтеводонасыщенные коллекторы с постепенным переходом в водонефтенасыщенные и водонасыщенные. Определение характера насыщения реализуется при комплексном анализе данных С/Окаротажа и 2ИНГК. Газонасыщенные пласты, как правило, характеризуются пониженным водородсодержанием, повышенными значениями тау и снижением эффектов С/Окаротажа. Коэффициент газонасыщенности рассчитывался по данным сигмаизмеренного и сигмакомпонент объемнофлюидальной модели.

Важной функцией рассматриваемого комплекса ЯГМ является выделение и определение насыщенности коллекторов, пропущенных при интерпретации данных каротажа открытого ствола при вводе скважины в эксплуатацию. Пример выделения пропущенных объектов на фоне повышенной углистости приведен на рис. 5. По данным индукционного каротажа (ILD) выделенный коллектор мог быть охарактеризован как водонасыщенный и не внесен в базу данных. Данные каротажа комплексом ядерных методов характеризуют коллектор как нефтеводонасыщенный с довольно высоким коэффициентом нефтенасыщенности –
КНГ(С/О). Кроме того, выше отмечается углистость как по углероду, так и по водороду.

В целом использование комплекса ЯГМ в эксплуатационных скважинах на месторождениях Томской области для исследования разрезов различных типов позволяет получать информацию как для детального описания вещественного состава горных пород, так и для определения насыщения пластовколлекторов. Модернизация комплекса с использованием опыта проведенных исследований направлена на дальнейшее улучшение технологичности проводимых работ и повышение их результативности и информативности.



← Назад к списку