К оглавлению

УДК 550.832(571.1)

Исследования разрезов нефтегазовых месторождений Западной Сибири комплексом импульсных методов широкополосного акустического и нейтронного каротажа

С. В. АНПЕНОВ (ЗапСибВНИИГеофизика), В. X. АХИЯРОВ (Главтюменьгеология)

Полимиктовые отложения мелового и юрского возрастов Западно-Сибирской равнины характеризуются высокой литолого-фациальной изменчивостью и неоднородностью. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов с глубиной ухудшаются. Залежи УВ в этих коллекторах часто имеют многофазовое насыщение. Минерализация пластовой воды не превышает 50 г/л. В таких сложных геологических условиях при определении характера насыщения традиционный комплекс ГИС сравнительно малоэффективен. Особенно неоднозначны результаты оценки фильтрационно-емкостных свойств, разделения интервалов залежи по фазовому состоянию УВ и контроля за испытанием и разработкой пластов [3, 4].

Существенное повышение эффективности ГИС в решении геологических и промысловых задач на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири произошло при включении в комплекс импульсных методов каротажа - широкополосного акустического, нейтрон-нейтронного, ядерно-магнитного. Этому способствовали решение прямых и обратных задач указанными методами, экспериментальное подтверждение теоретических расчетов и разработка соответствующей аппаратуры для измерений в различных скважинных условиях [2, 5]. Основные положения методических разработок для полимиктовых отложений были обоснованы результатами комплексных исследований керна и скважин.

Специальными работами с моделированием на образцах керна полимиктовых коллекторов в камере высокого давления при имитации естественных условий залегания пород были изучены связи скорости продольных волн с пористостью, закономерности изменения параметров продольных и поперечных волн в зависимости от степени насыщения и типа насыщающего поры флюида. Исследованы образцы керна песчано-алевритовых пород нижнего мела - юры различных месторождений Западной Сибири. Интервальное время в скелете пород равнялось 164-166 мкс/м. Было выяснено, что применение известного уравнения интервального времени для определения пористости полимиктовых коллекторов нецелесообразно из-за значительной погрешности в расчетных значениях пористости. На основании исследований керна были изучены и рассчитаны многофакторные зависимости, связывающие пористость, интервальное время продольных волн и учитывающие литологический тип коллектора, влияние глинистости. Показано, что с помощью этих зависимостей обеспечивается определение пористости полимиктовых песчано-алевритовых коллекторов нижнемелового и юрского возраста с погрешностью около 10 отн.%.

Особое практическое значение имеют результаты исследований влияния характера насыщения полимиктовых коллекторов на параметры продольных и поперечных волн. Установлено, что замена воды нефтью в этих породах приводит к изменениям параметров продольных (Р) и поперечных (S) волн, не превышающим погрешность их измерения при акустическом каротаже. В отличие от этого, даже незначительное содержание газовой фазы (2-5 % от объема пор) вызывает увеличение затухания продольных волн в полимиктовых коллекторах в 2-3 раза и более. На затухание этих волн рост газонасыщенности влияет непропорционально. Изменение затухания поперечных волн в зависимости от наличия и степени газонасыщенности в 4-5 раз меньше затухания продольных волн и носит инверсионный характер. В то же время состав полимиктовых отложений качественно одинаковым образом влияет на затухание обоих типов волн.

Эти закономерности позволили использовать отношение амплитуд (коэффициентов затухания)в качестве индикатора наличия свободной газовой фазы в полимиктовом коллекторе при выделении газонасыщенных интервалов и установлении положения газонефтяных и газоводяных контактов. По данным широкополосного акустического каротажа в открытом и обсаженном стволах скважин выяснено, что коэффициент дифференциации параметра  в газонасыщенных пластах по отношению ко всем остальным полимиктовым отложениям превышает 2.

Принципиальное значение в условиях Западной Сибири приобретает тот факт, что коэффициент дифференциации не зависит от объемного газосодержания и сохраняется даже при остаточном газосодержании пласта. Во-первых, это позволяет использовать геофизические исследования скважин для выделения газонасыщенных интервалов залежей и установления положения газожидкостных контактов сразу же после вскрытия пластов независимо от наличия и глубины в нем зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Во-вторых, акустический каротаж может быть применен для выделения нефтенасыщенных интервалов залежей при падении пластового давления ниже давления насыщения, сопровождающегося появлением в нефти свободного газа. В- третьих, акустический каротаж может быть использован для контроля за падением давления в нефтяной залежи в процессе ее разработки.

Выделение газонасыщенных частей залежи и установление положения газожидкостных контактов с помощью методов ГИС могут осуществляться и по результатам временных замеров нейтронного и импульсного нейтронного каротажа (ИННК) в процессе расформирования зоны проникновения. При этом наиболее эффективным в отношении достоверного определения количественных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов является ИННК [3, 4]. Использование однократных замеров в открытом стволе скважин с этой целью малоэффективно в большинстве интервалов, кроме отложений сеноманского возраста. В первую очередь это связано с большой глубиной зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Расформирование зоны проникновения определяется рядом факторов, прежде всего фильтрационно-емкостными свойствами. В коллекторах нижнемелового возраста частичное расформирование зоны проникновения, достаточное для выделения газовой залежи нейтронным каротажем, происходит за период от нескольких недель до нескольких месяцев, а расформирование до восстановления пластовой газонасыщенности в прискважинной части пласта - за период от нескольких месяцев до года и более.

Разработка эффективной методики выделения газонасыщенных интервалов залежей и установление положения газожидкостных контактов с помощью широкополосного акустического каротажа по остаточному газу в зоне проникновения, внедрение импульсных методов нейтронного каротажа позволяют провести оценку полной газонасыщенности пласта, не дожидаясь естественного расформирования зоны проникновения. Для этого после спуска обсадной колонны импульсный нейтронный каротаж следует проводить в процессе или после испытания газонасыщенного интервала залежи. При этом одновременно решается задача контроля качества испытания, определяется место притока газа в скважину. В комплексе с электрическим каротажем данные импульсного широкополосного акустического и нейтронного каротажа позволяют полностью охарактеризовывать газонефтяную (газовую) залежь по объемному содержанию нефти (нефтяная часть залежи), газа и остаточной нефти (газовая часть залежи, см. рисунок).

Акустический каротаж был выполнен как в открытом, так и в обсаженном стволе скважины. Проводилась регистрация аналоговых кривых, фазокорреляционной диаграммы и волновых картин. Комплексная обработка этих данных показала, что в интервалах качественного цементирования параметры сигнала АК, записанные в открытом и обсаженном стволах скважины, если и различаются, то только в пределах погрешности аппаратуры. По данным всего комплекса ГИС пласт БУ9 в интервале 2757-2774,4 м является водоносным, а пласт БУ10 в интервале 2797,2-2835,6 м нефтегазонасыщенным. Пористость данных пластов оценивалась с использованием интервального времени продольных волн АК по многофакторной зависимости и составляет 16-19 %, что соответствует результатам определения по керну. По затуханию Р и S волн (параметр газонефтяной контакт в пласте БУ10 выделяется на глубине 2824,5 м, что согласуется с отметкой, принятой здесь по геологическим данным.

В процессе испытания произведена перфорация пласта БУ9 в интервале 2758-2764 м и получен фонтан газа, что противоречило результатам интерпретации электрического и акустического каротажа. В связи с этим был выполнен импульсный нейтронный каротаж в работающей и задавленной скважинах. По его результатам выяснено, что газ в скважину при испытании водоносного пласта БУ9 поступает через дефект в колонне на глубине 2776-2782 м. Этому способствовало отсутствие изоляции пластов БУ9 и БУ10 в интервале глинистой покрышки пласта БУ10, что ранее было установлено по данным широкополосного акустического каротажа, проведенного в колонне. В результате проработки пласта БУ10 в процессе испытания в прискважинной части пласта восстановлена первоначальная газонасыщенность. Ее определение проведено по результатам интерпретации ИННК, времени жизни тепловых нейтронови значениям пористости по АК. Время жизни тепловых нейтронов в скелете породы было принято равным 260 мкс, а в пластовой жидкости определялось расчетным путем по минерализации пластовых вод и составило 200 мкс [3, 5]. Комплексная обработка данных широкополосного АК, ИННК и электрических методов каротажа позволила по пласту БУ10 оценить раздельно коэффициенты газонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности.

В этой же скважине по данным широкополосного акустического каротажа были рассчитаны эффективные коэффициенты Пуассона и объемной сжимаемости породы. Их значения соответствуют ранее определенным, в том числе и по керну терригенных пород [1]. На рисунке видно, что положение газожидкостного контакта отмечается самым высоким значением эффективного коэффициента сжимаемости.

В последние годы на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири интенсивно внедряется импульсный ядерно-магнитный каротаж. Применение этого метода позволяет не только достовернее оценивать объемные коэффициенты нефте- и газонасыщения, но и (в комплексе с данными широкополосного акустического и импульсного нейтронного каротажа) подойти к решению задачи предсказания результатов испытания.

Таким образом, рассмотренный пример доказывает высокую эффективность и достаточную степень достоверности результатов нового комплекса ГИС, включающего наряду с электрическими импульсные методы широкополосного акустического и нейтронного каротажа, выполненного по вышепредложенной схеме.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

2.     Ивакин Б.И., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. М., Недра, 1978.

3.     Нелепченко О.М., Ахияров В.X., Басин Я.Н. Оптимальные комплексы геофизических исследований нефтяных и газовых скважин Западной Сибири. М., Недра, 1976.

4.     Петросян Л.Г. Геофизические исследования в скважинах, крепленных трубами, при изучении разрезов нефтегазовых месторождений. М., Недра, 1977.

5.     Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин / Ю.С. Шимелевич, С.А. Кантор, А.С. Школьников и др. М., Недра, 1976.

Поступила 18/Х 1982 г.

 

Рисунок Результаты комплексной интерпретации данных импульсных методов широкополосного АК и ИННК по скв. 208 Уренгойская