Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Интерпритация заключается в определении литологии, эффективной мощности пласта, коэффициента пористости, коэффициента нефтенасыщения.

5. Инклинометрия.

Все геофизические исследования, начиная от забурки до окончательного каротажа сопровождаются кабельной и автономной инклинометрией и независимо-забойной телеметрией на буровом инструменте. Запись ведется приборами ИОН-1.

Лучшие по качеству результаты дают замеры приборами ИОН и совмещенный с ГК ИНК-Р.

Определение качества замеров инклинометрии осуществляется по совпадению значений угла и азимута в интервале перекрытия между последующа замерами, а также по абсолютным отметкам ГНК и ВНК.

Каждая горизонтальная скважина должна при бурении сопровождаться ДМК и газовым каротажом.

 

 

Глава 6. Усовершенствование геофизических методов ГИС для горизонтальных скважин

 

6.1 Расширение геологических задач

 

В связи с тем, что Федоровское месторождение разрабатывается уже давно часть нефтегазовых коллекторов уже обводнилась собственными водами, а так же закаченными водами при использовании нагнетательных скважин. Из динамики Федоровского месторождения нефти и газа (рис6.1) видно, что процентное содержание воды в коллекторах возрастает по отношению к процентному содержанию нефти.

 

Рисунок 6.1

 

Изменение технология бурения горизонтального ствола скважины исключает возможность использовать метод ПС, так как раствор в стволе скважины биополимерный солевой.

При изменении технологии бурения и исследования горизонтальных скважин возникают новые геологические задачи:

Повышение детальности изучения литологии пласта.

Изучение строения порового пространства путем совместной обработки данных РК, АК, ВИКИЗа

Определение характера насыщения пластов со сложным составом жидкости в поровом пространстве.

Учет влияния опреснения бурового раствора на электрические параметры пластов.

Для решения вышеперечисленных геологических и геофизических задач необходимо расширение методов ГИС горизонтальных скважин.

В связи с усовершенствованием аппаратур к уже имеющимся методам ВИКИЗ+ПС и РК добавились методы термометрия и резистивиметрия.

С апреля 2006 года испытан и внедрен новый метод определения пористости пород - акустический каротаж.

 

6.2 Состояние и перспективы развития методов акустического каротажа, термометрии и резистивиметрии

 

Многолетний опыт геолого-геофизического изучения разреза скважин в Западной Сибири определил стандартный комплекс методов каротажа (ПС, ВИКИЗ, ГК и НКТ.), способный решить основные геологические задачи. Однако при возникновении новых геолого-геофизических задачах в связи с новыми методами бурения горизонтальных скважин и характером насыщения коллекторов, встает вопрос о новом типе аппаратуры для решения поставленных задач.

 

6.2.1 Акустический метод

Для повышения детальности изучения строения пласта и изучения характера порового пространства горизонтального участка скважины был предложен акустический метод. В связи с появлением нового типа аппаратуры - автономного прибора акустического каротажа АК-Г, было принято решение о его испытании и широком применении при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах Федоровского месторождения Западной Сибири.

Автономный скважинный прибор акустического каротажа АК-Г предназначен для измерений параметров распространения продольной и поперечной волн в скважинах, включая горизонтальные. Работа прибора основана на последовательном возбуждении акустических импульсов двумя излучателями и параллельном приеме вызванных ими волновых пакетов двумя звукоприемниками. По цифровым образам зарегистрированных сигналов могут быть определены параметры распространения волн: интервальные времена и коэффициенты затухания, а также рассчитаны коэффициент Пуассона и коэффициент пористости горной породы.

Измерение кинематических параметров упругих волн производиться по компенсационной схеме, исключающей влияние скважины.

Аппаратура АК-Г позволяет записывать за одну спускоподъемную операцию сигналы волновых пакетов от приемников.

 

Технические характеристики АК-Г:

Формула измерительного зонда:	П20,4П11,0И10,4И2
Спектр излучаемых частот:	15-30 кГц
Время работы в автономном режиме	7 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90 °
габариты скважинного прибора
диаметр	0.076м
Длина	5.45 м.

 

6.2.2 Термометрия и резистивиметрия

Для решения геолого-геофизических задач: определения температурных аномалий связанных с обводненостью коллекторов и определения удельного сопротивления бурового раствора горизонтального ствола скважины был разработан и введен в эксплуатацию соответствующий прибор МГКР, который работает в одной связке с комплексом АЛМАЗ-2. Опробование аппаратуры было проведено на Федоровском месторождении Западной Сибири.

Измерение истинной температуры пород в их естественном залегании, при установившемся тепловом режиме по всему разрезу скважины (термометрия) предназначается для определения геотермического градиента и геотермической ступени. В горизонтальных скважинах термометрия относится к дополнительным методам. Измерения проводятся сверху вниз, и запись повторяется при подъеме АЛМАЗ-2 снизу-вверх.

Диаграмма геотермического градиента регистрируется в масштабе 0,25° С/см

 

Технические характеристики МГКР:

Диапазон измеряемых температур:	0 до +90 °С
Диапазон измеряемых сопротивлений:	0.01 - 3 омм
Время работы в автономном режиме	8 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90 °
габариты скважинного прибора
диаметр	0.108м
Длина	1.6 м.

 

6.3 Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств

 

Раньше в тресте “Сургутнефтегеофизика” наиболее распространенным методом определения пористости по данным ГИС в Западной Сибири является метод самопроизвольной поляризации пород. Длительное время он выступал в качестве базовой методики с использованием статической зависимости:

Кппс = 8,3 * α пс + 12,7

где

 

α пс = ΔUоп/ΔUп

 

ΔUоп - разность потенциалов против опорного пласта;

ΔUп - разность потенциалов против исследуемого пласта.

В случае проведения каротажа в скважине с солевым биополимерным раствором метод самопроизвольной поляризации не работает. И поэтом необходимо искать другие пути определения пористости пород.

Для определения пористости коллекторов пласта по двойному разностному параметру ΔJГК, используется уравнение регрессии:

 

Кп= 19,23-13, 95 * ΔJГК

 

Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:

 

 

где JГК - показания ГК в коллекторе;

J min - показания ГК в пласте чистого песчаника;

J max - показания ГК для пластов неразмытых чистых глин.

Зачастую в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.

Методики определения пористости по данным нейтронного каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (ω) с последующим учетом влияния различных геолого-технологических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:

 

Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 * αпс

 

где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.

Основным фактором, сдерживающим использование нейтронного каротажа для определения Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды ПС - αпс.

При использовании методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр αпс.

Для расчета по данной методике используется следующее уравнение:

 

,

 

где: DtСК, DtЖ, DtГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

 

,

 

Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:

 

,

 

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: DtСК = 170 мкс/м; DtЖ = 645 мкс/м.

Это уравнение отражает общий характер зависимости между Кп без учета влияния αпс.

Оценка пористости пород по АК оказывается единственным способом при реализованном в данный момент аппаратурном комплексе.

 

6.4 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах.

 

В связи с внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.

 

6.4.1 Первичная обработка

Цель и задачи первичной обработки является:

Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде

“время- данные ГИС”.

Оценка качества записи данных ГИС.

Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.

Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени -глубине.

В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:

 

 

При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:

 

А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:

 

 

После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.

 

6.4.2 Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.

Назначение.

Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.

Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.

Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.

Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.

Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.

Применение.

Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.

Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.

Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.

В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.