К оглавлению

Проблема контроля разработки месторождений нефти и газа на основе ГИС является актуальной, поскольку существующий комплекс методов, используемых при контроле разработки, направлен, в основном, на изучение гидродинамических характеристик продуктивных объектов, таких, как давление, температура, состав флюидов. Эти характеристики интегральны и не позволяют детально оценить свойства прискважинной зоны продуктивных объектов, положение и структуру газожидкостных контактов, герметичность изоляции продуктивных горизонтов. Решение этих и других задач контроля разработки возможно только на основе геофизических исследований разреза через колонну и цементное кольцо.

Эффективным методом изучения насыщенности прискважинной зоны продуктивных пластов и технического состояния эксплуатационных скважин является широкополосный акустический каротаж АКШ, волновые сигналы которого в обсаженных скважинах содержат информацию не только о состоянии колонны, но и позволяют оценить акустические свойства продуктивных пластов. В режиме многократных акустических исследований объектов информационная составляющая волновых сигналов определяется сопоставлением фоновых и контрольных измерений.

Таким образом, возникает возможность создания технологии определения текущего положения межфлюидных контактов, включающей информационную базу и схему повторных акустических исследований обсаженных скважин.

Практическая реализация повторных акустических исследований методом АКШ в производственных условиях вполне возможна, поскольку в большинстве геофизических предприятий имеется достаточно современная аппаратура типа АКВ, АКШ, а также цифровые регистраторы полных волновых сигналов.

Информационная база АКШ при исследовании обсаженных скважин заключается в том, что при больших размерах зондов волны-помехи по колонне и прямые волны по буровому раствору настолько разделены во времени, что позволяют получать практически неискаженную информацию об акустических свойствах пород-коллекторов; имеются и алгоритмические методы снижения влияния волн-помех Возможности разделения водо- (в), нефте- (н) и газонасыщенных (г) коллекторов при равных литоструктурных факторах и пористости определяются соотношениями продольных (Р) и поперечных (S) волн по скоростям (V) и коэффициентам затухания (А1):

Методика оценки нефтегазонасыщенности по скоростным характеристикам Р и S волн формируется на основе известных соотношений с учетом компонентных оценок глинистости коллектора (рассеянной - Сгр и агрегатной - С_гт):

где: b_эф, b_фл, b_гр, b_гт - соответственно сжимаемости (эффективная, флюида, рассеянной и агрегатной глинистости), К_{п ск} - скелетная пористость, d - плотность коллектора

Сжимаемость нефти и воды различается в два раза, поэтому в расформировавшейся зоне проникновения независимо от минерализации пластовой воды появляется возможность определения через колонну текущей нефтенасыщенности исследуемого коллектора в режиме мониторинга. При исследовании ствола обсаженных скважин необходимо соблюдение определенных требований по точности регистрации применяемых методов Для обеспечения этих требований необходимы применение цифровых регистраторов полных волновых сигналов, реализация детальности акустических исследований разреза по глубине, проведение контрольных измерений в продуктивных интервалах. Именно эта информация дает возможность провести наиболее тщательную настройку многопараметрических данных АКШ на особенности флюидонасыщенности продуктивных объектов, разработать интерпретационную схему выделения межфлюидных контактов.

Имеется и более сложная технология, когда не удается вследствие плохого качества цементирования либо при сложном строении коллектора однозначно определить положение межфлюидных контактов. В этом случае эффективны исследования объектов в режиме мониторинга: при повторных исследованиях объектов наблюдаются разностные эффекты по информационным параметрам. При слабоизменяющихся фильтрационно-емкостных свойствах продуктивного пласта изменение информационных параметров прежде всего определяется изменением флюидосодержания пропластка. В этом случае информационной основой для построения дифференциальной флюидальной модели коллекторов могут служить разностные диаграммы, полученные при мониторинге. Эта технология наиболее эффективна при исследовании наблюдательных скважин.

Технология опробована в эксплуатационных скважинах нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.