RU2799923C1 - Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений - Google Patents
Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2799923C1 RU2799923C1 RU2022129930A RU2022129930A RU2799923C1 RU 2799923 C1 RU2799923 C1 RU 2799923C1 RU 2022129930 A RU2022129930 A RU 2022129930A RU 2022129930 A RU2022129930 A RU 2022129930A RU 2799923 C1 RU2799923 C1 RU 2799923C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- brine
- intervals
- salt
- norms
- neutron
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к ядерно-физическим методам геофизических исследований скважин для выделения межсолевых и подсолевых интервалов разреза обсаженных нефтегазовых скважин, содержащих рапу, разделению их на рапоносные и рапопоглощающие пласты, а также выделения интервалов пустот цементного камня, заполненных рапой. Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений включает исследования скважин на двух этапах: во время строительства и в дальнейшем, периодически на этапе эксплуатации. Данные этапы характеризуются разными геолого-техническими условиями и учитываются при использовании ядерно-физических методов: гамма-каротажа, спектрометрического гамма-каротажа, нейтронного гамма каротажа, двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, выявляющих особенности геологического разреза сразу после бурения, состояние пластов и цементного камня после обсадки скважины, и в дальнейшем, периодически на этапе эксплуатации. Сравнение результатов измерения зондами комплекса ядерно-физических методов, полученных на разных стадиях строительства скважины и эксплуатации, позволяет оценить точные границы рапоносных и рапопоглощающих интервалов, а также выявить интервалы цементного камня с заполненными рапой пустотами. Обеспечивается расширение функциональных возможностей комплекса ядерно-физических методов по выделению интервалов разреза обсаженных нефтегазовых скважин, содержащих рапу, разделению рапоносных и рапопоглощающих интервалов, а также выделению интервалов с рапой в цементном камне в разрезе обсаженных нефтегазовых скважин. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к ядерно-физическим методам геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения межсолевых и подсолевых интервалов разреза обсаженных нефтегазовых скважин, содержащих рапу, разделению их на рапоносные и рапопоглощающие пласты, а также выделения интервалов пустот цементного камня, заполненных рапой.
Известен способ локального прогноза зон рапопроявлений, основанный на проведении сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки, составлении структурных планов над- и подсолевых отложений, выявлении антиклинальных поднятий со смещенными структурными планами по над- и подсолевым отложениям, установлении наиболее приподнятых участков этих поднятий по кровле подсолевых отложений, бурении скважины в контуре свода антиклинального поднятия вне замка свода, выделении в ней межсолевых рапоносных пластов коллектора по комплексу скважинных геофизических исследований, отличающийся тем, что на участке межпластового срыва в аллохтонном крыле и осевой области перегиба линейного антиклинального поднятия проводят площадные геофизические электроразведочные работы методом зондирования становлением поля в ближней зоне, по данным метода зондирования становлением поля в ближней зоне выделяют пласт-проводник и в нем зоны градиентного перехода с резким изменением геоэлектрических параметров проводимости и сопротивления рапоносного пласта-коллектора, по которым определяют контуры потенциальной рапоносной зоны, с которой отождествляют зону рапопроявлений в границах присводовой и аллохтонной части линейного антиклинального поднятия (Пат. РФ №2661082).
Недостатком данного способа выделения рапоносных интервалов, помимо затратной операции бурения специальных скважин, является невозможность разделения пластов на рапоносные и рапопоглощающие.
Известен способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, основанный на облучении внутрискважинного пространства ядерным источником, расположенным в обсаженной скважине, измерении интенсивностей потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, проходящего от источника через скважинную жидкость, определении функции минерализации скважинной жидкости как отношения интенсивностей текущих потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, регистрируемого по стволу скважины, к отношению интенсивностей потока рассеянного и частично поглощенного излучения в пресной воде, и определении минерализации и плотности скважинной жидкости путем совмещения полученной функции минерализации скважинной жидкости со значениями калибровочной зависимости, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию или плотности, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(c,p)мин, как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов Jтек.ннк.нт.м. к интенсивности потока тепловых нейтронов Xтек.ннк.т.м., измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов Jннк.т.в. к интенсивности потока надтепловых нейтронов Jннк.нт.в в пресной воде (пат. РФ №2693102, Е21В 47/1005).
Ограничением данного способа является необходимость как можно более точного воспроизведения реальных конструктивных особенностей скважин при проведении модельных измерений для построения калибровочной зависимости, что не всегда возможно в условиях бурения скважин с рапоносными интервалами.
Известен способ выявления зон отложения солей в скважине, основанный на проведении скважинных геофизических исследований методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - ИННК и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов, отличающийся тем, что путем однократного измерения в скважине параметры времени жизни тепловых нейтронов в начальной τн и дальней τд областях временного спада плотности нейтронов определяют во временных «окнах» Δt1=Δt2=100 мкс при временных задержках в начальной t1=100 мкс и дальней t2=400 мкс областях временного спада плотности нейтронов, соответствующих пространству непосредственно за НКТ и в прискважинной части пласта, выполняют нормирование τн и τд по плотным пластам, не являющимся коллекторами, а зоны отложения солей на внешней поверхности НКТ выявляют по относительному снижению параметра τн в сравнении с τд. (Пат. РФ №2433261, Е21В 47/10).
Ограничением данного способа является то, что он рассчитан на выделение зон отложения солей внутри скважины на поверхности НКТ, но не в пласте и цементном камне.
Известен способ, при котором в результате измерений спектрометрического нейтронного гамма-каротажа - НГК-С и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК-Т вначале выделяют пласты соли по аномальному росту показаний больших зондов - ННКбз при отсутствии роста показаний малых зондов - ННКмз на фоне показаний этих зондов в водонасыщенном пласте (ВП), затем на фоне полученных показаний выделяют пласты, насыщенные рапой, по резкому падению показаний зондов НГКбз и ННКбз и резкому росту кривой декремента ИННК по сравнению с показаниями указанных зондов в ВП. О наличии рапопоглощающих интервалов судят по их положению под пластами каменной соли с менее резким, чем в случае рапоносного пласта, падением показаний НГКбз и ННКбз и менее резким ростом кривой декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП. О наличии интервалов поглощения рапы в пустотах цементного камня судят по падению показаний НГКмз и ИННКмз при постоянном значении декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП (пат. РФ №2755100, МПК G01V 5/10). (Данный способ принят за прототип).
Недостаток известного способа обусловлен применением методики выделения рапонасыщенных пластов по абсолютным количественным приращениям каротажных кривых нейтронных методов в указанных интервалах, однако указанные значения приращений наблюдаются лишь при некоторых известных геолого-технических условиях измерения, а при других геолого-технических условиях границы допустимых изменений кривых могут изменяться, при этом сами геолого-технические условия остаются не исследованными.
Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений является расширение функциональных возможностей комплекса ядерно-физических методов по выделению интервалов разреза обсаженных нефтегазовых скважин, содержащих рапу, разделению рапоносных и рапопоглощающих интервалов, а также выделению интервалов с рапой в цементном камне.
Указанный технический результат достигается тем, что способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений по результатам применения комплекса ядерно-физических методов геофизических исследований скважин (ГИС), включающих методы гамма-каротажа - ГК, спектрометрического гамма-каротажа - СГК, импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - ИННК, нейтрон-гамма-каротажа - НГК и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК-Т, предусматривает после бурения скважины в солевом разрезе пласта проведение скважинных измерений методом кавернометрии диаметра скважин - DS, в результате которых выделяют интервалы с кавернами, в которых показания метода DS превышают номинальные - DSnom: DS>DSnom, затем проводят измерения методом гамма-каротажа - ГК с определением интенсивности счета гамма-излучения пластов по разрезу скважины - Jгк0 для определения фоновых значений радиогеохимических аномалий - РГХА, затем проводят измерения НГК и определяют интенсивность счета нейтронов - Jнгк0, далее определяют интервалы пластов каменной соли на основе совместной обработки данных кавернометрии DS, ГК и НГК при условии, что в указанных интервалах зафиксированы низкие значения ГК: Jгк0_min, но высокие значения НГК: Jнгк0_max и каверномера: DS>DSnom, затем проводят замеры гамма - излучения в процессе спектрометрического гамма-каротажа - СГК для получения фоновых значений кривых урана: U_fon, тория: Th_fon и калия: K_fon, при этом между выделенными пластами каменной соли определяют межсолевые и подсолевые интервалы, не содержащие каменной соли, которые относят к интервалам с возможными рапопроявлениями: рапопоглощающие или рапоносные.
В дальнейшем, после цементирования пробуренных скважин, повторяют замеры в обсадной колонне в солевом разрезе с рапопроявляющими интервалами. Вначале повторяют измерения методом ГК и определяют интенсивность счета Jгк, при сопоставлении текущих замеров интегрального Jгк с фоновыми кривыми Jгк0, выполненными при бурении скважины, регистрируют РГХА, связанные с наличием минерализованного флюида, индикатором которых является подъем текущих гамма-показаний Δгк по сравнению с предыдущим фоновым замером: Δгк=Jгк-Jгк0, затем для выяснения природы обнаруженных РГХА, проводят повторную запись СГК, в результате обработки которой получают диаграммы содержания урана U, тория Th и калия K, и сопоставляют полученные значения РГХА со значениями РГХА, полученными в открытом стволе скважины U_fon, Th_fon, K_fon, следующим образом:
Δu=U-U_fon>0, зарегистрированные в тех же интервалах, что и аномалии ГК - Δгк, при отсутствии подобных аномалий на диаграммах калия и тория: Δk=K-K_fon≈0, Δth=Th-Th_fon≈0, что указывает на изменение состава пластовых вод, вызванное поступлением в скважину минерализованного пластового флюида - рапы.
Затем проводят исследования двумя зондами метода импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ИННК-Т, при котором записывают диаграмму регистрируемых макроскопических сечений поглощения плотности потока тепловых нейтронов на малом - Sigмзим и большом - Sigбзим зондах, по которой отмечают положение границ соли и ангидритов в соответствии с показаниями: в солях значения сечения превышают Sig_coль>20 мкс-1, в ангидритах - Sig_ангидрит≤4.5 мкс-1, затем проводят запись данных НГК и данных двух зондов нейтрон-нейтронного каротажа -2ННК-Т и определяют интенсивности счета нейтронов -Jнгк, Jннк, далее нормируют их в интервалах солей согласно формул:
и проводят сопоставление нормированных кривых зонда НГК - Jнгкнорм и большого зонда 2ННК-Т - Jннкбзнорм в солях: Jнгкнорм=Jннкбзнорм, при этом при установлении превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т: Jнгкнорм>Jннкбзнорм определяют пустоты цементного камня, заполненного минерализованным флюидом, а при установлении превышения нормированных показаний 2ННК-Т над НГК: Jнгкнорм<Jннкбзнорм определяют наличие каверны, таким образом, в результате по совместному анализу комплекса описанных методов осуществляют выделение рапоносных и рапопоглощающих пластов в межсолевых и подсолевых интервалах по следующим признакам: рапоносный пласт, являющийся источником поступления рапы, определяют при наличии аномалии значений РГХА по ГК, при которой отмечается высокое значение РГХА по урану, которая характеризует пласт с интенсивным истечением рапы из пласта, а повышенное значение по разрезу РГХА по урану характеризует прохождение потока рапы по стволу скважины, при этом по нормированным в интервалах солей показаниям 2ННК-Тбз и НГК с условием: Jнгкнорм<Jннкбзнорм, связанным с размытием и разрушением прискважинной части пласта при истечении рапы, определяют наличие в кровле либо подошве прискважинной части рапоносного пласта образовавшихся после бурения и не отраженных на показаниях каверномера DS каверн, при этом отмечают высокие значения Sigмзим и Sigбзим метода 2ИННК-Т, составляющие в рапоносном пласте порядка 15-17 мкс-1, а рапопоглощающий пласт определяют при наличии аномалии значений РГХА по ГК, при которой отмечается высокое значение РГХА по урану, связанные с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в них при поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением, при этом отмечают средние значения Sigмзим и Sigбзим метода 2ИННКт, составляющие порядка 10-14 мкс-1, кроме того, при превышении нормированных в интервале солей показаний НГК над 2ННК-Т с условием: Jнгкнорм>Jннкбзнорм, отмечают наличие рапы в пустотах цементного камня в обсаженной скважине,
где: Dsnom - известный диаметр бурильного долота, мм,
DS - измеряемый диаметр скважин методом кавернометрии, мм,
Jгк0 - интенсивность счета гамма - излучения пластов по разрезу скважины методом ГК, мкР/час,
Jнгк0 - интенсивность счета нейтронов нейтронного-гамма-каротажа - НГК, у.е.,
Sigмзим и Sigбзим - регистрируемые значения макроскопических сечений поглощения плотности потока тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода импульсного нейтрон-нейтронного каротажа -2ИННКт, мкс-1,
Jнгкнорм - нормированные показания кривых зонда метода НГК, у.е.,
Jнгкmin - минимальное значение показания зонда метода НГК, у.е.,
Jнгк - интенсивность счета нейтронов нейтронного-гамма-каротажа - НГК в обсаженной скважине, у.е.,
Jнгкmax - максимальное значение показания зонда метода НГК, в обсаженной скважине, у.е.,
Jннкнорм - нормированные показания кривых большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,
Jннкmin - минимальное значение показания большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,
Jннкmax - максимальное значение показания большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.
На фиг. 1 показана конфигурация кривых ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, 2ИННК-Т против рапоносного пласта, являющегося источником поступления рапы в скважину.
На фиг. 2 показана конфигурация кривых ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, 2ИННК-Т против рапопоглощающего пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
После бурения скважины в солевом разрезе, расположение которого известно заранее, по результатам геологических исследований месторождения, сейсморазведки и интерпретации комплекса геофизических исследований (ГИС) в разведочных скважинах, проводят измерения методом кавернометрии DS и выделяют интервалы с кавернами, в которых показания метода превышают номинальные - DSnom (DS>DSnom), затем проводят измерения ГК и определяют интенсивность счета Jгк0 для определения фоновых значений радиогеохимических аномалий (РГХА), затем проводят измерения НГК и определяют интенсивность счета Jнгк0. По совместной обработке данных кавернометрии, ГК и НГК определяют интервалы, в которых зафиксированы низкие значения ГК Jгк0min, и высокие значения НГК Jнгк0max и каверномера DS>DSnom, они соответствуют пластам каменной соли.
Далее проводят замеры СГК для получения фоновых значений кривых урана U_fon, тория Th_fon и калия K_fon. Между выделенными солевыми толщами определяются интервалы, не содержащие каменной соли. Такие межсолевые (между толщами солей) и подсолевые (под толщами солей) интервалы могут быть рапоносными и именно в них проводят дальнейшие исследования с целью поиска рапопроявлений. Замеры Jгк0, U_fon, Th_fon, K_fon, Jнгк0 являются фоновыми и в дальнейшем используются для сопоставления с замерами, проведенными после обсадки скважины.
Рапосодержащие пласты могут проявлять себя как рапоносные (рапонесущие), являясь интенсивными источниками поступления рапы в скважину, в этом случае при проходке такого пласта либо при цементировании эксплуатационной колонны растет давление в стволе скважины и потенциально может произойти истечение рапы на поверхность, либо как активные поглотители скважинного флюида (рапы и бурового раствора) - рапопоглощающие пласты, при этом происходит падение давления и поглощение бурового раствора.
Данные об осложнениях, вызванных рапопроявлениями, фиксируются при бурении скважины, однако оценить точные границы рапоносных интервалов возможно только при проведении повторных замеров после обсадки скважины.
В процессе каротажа после обсадки скважины в солевом разрезе с рапопроявляющими интервалами вначале повторяют измерения методом ГК и определяют интенсивность счета Jгк.
При сопоставлении текущих замеров интегрального ГК Jгк с фоновыми кривыми Jгк0, выполненными при бурении скважины, регистрируют радиогеохимические аномалии (РГХА), связанные с наличием минерализованного флюида, индикатором которых (аномалий) является подъем текущих гамма-показаний по сравнению с предыдущим фоновым замером:
Δгк=Jгк-Jгк0,
затем для выяснения природы обнаруженных РГХА, проводят повторную запись СГК, в результате обработки которой получают кривые содержания урана U, тория Th и калия K. Гамма-активности тория и калия приурочены к литологическому строению пласта (различные типы глин, полевые шпаты и т.д.), в то время как гамма-активность урана приурочена к наличию органического вещества и содержанию пластовых вод.
При сопоставлении с предыдущими замерами СГК урановые аномалии РГХА: Δu=U-U_fon>0, зарегистрированные в тех же интервалах, что и аномалии ГК Δгк, при отсутствии подобных аномалий на кривых калия и тория Δk=K-K_fon≈0, Δth=Th-Th_fon≈0, указывают на изменение состава пластовых вод, вызванное поступлением в скважину минерализованного пластового флюида (рапы).
Затем проводят исследования методом 2ИННК-Т, при котором регистрируют макроскопические сечения поглощения плотности потока тепловых нейтронов на малом Sigмзим и большом Sigбзим зондах. Сечение пропорционально концентрации атомов хлора в среде - чем больше хлора, тем выше сечение. Однако, оно обладает одним существенным отличием перед стационарными нейтронными методами - чувствительность этого параметра к состоянию ближней зоны - скважины и цементного камня - значительно ниже, поэтому сечение более информативно для получения информации о состоянии дальней зоны пласта и прискважинной зоны.
Диаграмма сечения четко отражает положение границ солей и ангидритов - в солях значения сечения превышают Sig_coль>20 мкс-1, в ангидритах они порядка Sig_ангидрит≤4.5 мкс-1. По дифференциации сечения в интервалах пластов выделяют пропластки с лучшими коллекторскими свойствами, в которых происходит наиболее интенсивное движение пластового флюида.
Затем проводят запись методов НГК и 2ННК-Т и определяют интенсивности счета Jнгк, Jннк, далее нормируют их в интервалах солей и проводят сопоставление нормированных кривых зонда НГК Jнгкнорм и большого зонда 2ННК-Т Jннкбзнорм, в солях Jнгкнорм=Jннкбзнорм. Подбирают масштабы вывода кривых (т.е. Jнгк_min, Jнгк_max, Jннк_min, Jннк_max) так, чтобы выполнялось условие Jнгкнорм=Jннкбзнорм, при этом:
Малый зонд 2ННК-Т обладает малой глубинностью, поэтому подвержен наиболее сильному влиянию помех, связанных с конструктивными особенностями скважины (то есть ближней зоны). Методы НГК и 2ННК-Т по-разному реагируют на наличие в среде атомов хлора, т.к. хлор является сильным поглотителем тепловых нейтронов. При поглощении тепловых нейтронов выделяются 2-3 гамма-кванта, поэтому чем больше концентрация хлора в среде, тем выше счет зонда НГК.
При увеличении концентрации хлора в прискважинной зоне наблюдают превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т Jнгкнорм>Jннкбзнорм, связанные с наличием минерализованного флюида в пустотах цементного камня. Превышение же нормированных показаний 2ННК-Т над НГК Jнгкнорм<Jннкбзнорм обусловлено наличием каверны, как зарегистрированной по данным каверномера DS>DSnom, так и новой, сформированной при истечении рапы в скважину и размытии прискважинной части пластов.
По совместному анализу комплекса описанных методов осуществляют выделение рапоносных и рапопоглощающих пластов в межсолевых и подсолевых интервалах по следующим признакам.
Изначально рапоносный пласт, являющийся источником поступления рапы в пласте:
- наличие аномалии РГХА по ГК, высокая РГХА по урану, расположенная против пласта, связанная с адсорбцией радиоактивных ионов на стенках скважины и колонны при интенсивном истечении рапы из пласта и максимальная по разрезу РГХА по урану, расположенная против интервала вмещающих глин над или под рапоносным пластом, связанная с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в глине при прохождении потока рапы по стволу скважины;
- возможное наличие в кровле либо подошве прискважинной части рапоносного пласта образовавшихся после бурения и не отраженных на показаниях каверномера каверн, определяемых по нормированным в интервалах солей показаниям 2ННК-Тбз, НГК, Jнгкнорм<Jннкбзнорм, связанное с размытием и разрушением прискважинной части пласта при истечении рапы;
- высокие значения Sigмзим и Sigбзим, составляющие порядка 15-17 мкс-1.
Рапопоглощающий пласт:
- наличие аномалии РГХА по ГК, высокая РГХА по урану, расположенная против вышележащих (в случае расположения рапоносного пласта над рапопоглощающим), либо нижележащих (в случае расположения рапоносного пласта под рапопоглощающим) пластов вмещающих глин, связанная с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в них при поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением;
- средние значения Sigмзим и Sigбзим, составляющие порядка 10-14 мкс-1. Рапа в пустотах цементного камня:
- превышение нормированных в интервале солей показаний НГК над 2ННК-Т: Jнгкнорм>1ннкбзнорм.
На фиг. 1 показана конфигурация кривых ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, 2ИННК-Т против рапоносного пласта, являющегося источником поступления рапы в скважину. Рапоносный пласт выделяется на глубине 750 м и расположен под соляной толщей. Он характеризуется повышенными показаниями ГК (в 6-ой колонке) и высокими концентрациями урана (в 5-ой колонке), при этом максимальная РГХА по урану наблюдается в нижележащем глинистом пласте 756-765 м. Рапоносный пласт также выделяется очень высокими значениями Sigмзим и Sigбзим, сопоставимыми с их максимальными значениями в солях. Практически на всем межсолевом интервале 750-770 м наблюдается проникновение рапы в пустоты цементного камня, что подтверждается и повышенным гамма-фоном в этом интервале, а на глубине 740-750 м произошло образование каверны.
На фиг. 2 показана конфигурация кривых ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, 2ИННК-Т против рапопоглощающего пласта. Рапопоглощающие пласты выделяются на глубинах 688 м и 692 м и расположены в межсолевом интервале. Они характеризуются повышенными показаниями ГК (в 6-ой колонке) и высокими концентрациями урана (в 5-ой колонке), при этом максимальная РГХА по урану наблюдается в лежащем между ними глинистом пласте 688-692 м. Рапопоглощающие пласты также выделяются достаточно высокими значениями Sigмзим и Sigбзим, однако существенно ниже их значений в солях. Практически на всем межсолевом интервале 685-694 м наблюдается проникновение рапы в пустоты цементного камня, однако оно существенно меньше, чем в нижележащем солевом пласте.
В отличие от аналогов, заявленный способ предусматривает исследование скважин на разных этапах их строительства и эксплуатации, которые характеризуются разными геолого-техническими условиями специфика которых, касающаяся рапопроявлений, учитывается при использовании следующего комплекса методов: ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, 2ИННК-Т, выявляющих особенности строения геологического разреза сразу после бурения; состояние пластов, наличие рапы в пустотах цементного камня - после обсадки скважин, и, в дальнейшем, периодически - в процессе эксплуатации скважины. Сравнение результатов измерений ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, 2ИННК-Т, полученных на разных стадиях строительства и эксплуатации скважин, позволяет оценить точные границы рапоносных и рапопоглощающих интервалов, а также выявить интервалы цементного камня с заполненными рапой пустотами. Полученные результаты позволяют своевременно принимать управленческие решения о проведении мероприятий по предотвращению осложнений, вызванных рапопроявлениями.
Claims (35)
- Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений, включающий скважинные исследования ядерно-геофизическими методами импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК), нейтрон-гамма-каротажа (НГК) и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т), отличающийся тем, что вначале после бурения скважины в солевом разрезе пласта проводят скважинные измерения методом кавернометрии (DS), в результате которых выделяют интервалы с кавернами, в которых показания метода DS превышают номинальные DSnom:
- DS>DSnom,
- где DSnom - известный диаметр бурильного долота (мм),
- DS - измеряемый диаметр скважин методом кавернометрии (мм),
- затем проводят измерения методом гамма-каротажа (ГК) с определением интенсивности счета гамма-излучения пластов по разрезу скважины - Jгк0 для определения фоновых значений радиогеохимических аномалий (РГХА), затем проводят измерения методом НГК и определяют интенсивность счета нейтронов - Jнгк0, далее определяют интервалы пластов каменной соли на основе совместной обработки данных кавернометрии DS, ГК и НГК при условии, что в указанных интервалах зафиксированы низкие значения по кривой ГК: Jгк0_min, но высокие значения по кривой НГК: Jнгк0_mах и каверномера:
- DS>DSnom,
- затем проводят замеры гамма-излучения в процессе спектрометрического гамма-каротажа - СГК для получения фоновых значений кривых урана: U_fon, тория: Th_fon и калия: K_fon, при этом между выделенными пластами каменной соли определяют межсолевые и подсолевые интервалы, не содержащие каменной соли, которые относят к интервалам с возможным рапопроявлением: рапопоглощающие или рапоносные, а в дальнейшем после цементирования пробуренных скважин повторяют замеры в обсадной колонне в солевом разрезе с рапопроявляющими интервалами, вначале повторяют измерения методом ГК и определяют интенсивность счета Jгк, при сопоставлении текущих замеров интегрального Jгк с фоновыми кривыми Jгк0, выполненными при бурении скважины, регистрируют РГХА, связанные с наличием минерализованного флюида, индикатором которых является подъем текущих гамма-показаний Δгк по сравнению с предыдущим фоновым замером:
- Δгк=Jгк-Jгк0,
- где Jгк0 - интенсивность счета гамма-излучения пластов по разрезу скважины методом ГК, мкР/ч,
- затем для выяснения природы обнаруженных РГХА проводят повторную запись СГК, в результате обработки которой получают диаграммы содержания урана U, тория Th и калия K, и сопоставляют полученные значения РГХА со значениями РГХА, полученными в открытом стволе скважины: U_fon, Th_fon, K_fon следующим образом:
- ΔU=U-U_fon>0,
- зарегистрированные в тех же интервалах, что и аномалии ГК - Δгк, при отсутствии подобных аномалий на диаграммах калия и тория:
- ΔК=K-K_fon=0,
- ΔTh=Th-Th_fon=0,
- что указывает на изменение состава пластовых вод, вызванное поступлением в скважину минерализованного пластового флюида - рапы, затем проводят исследования двумя зондами метода 2ИННК-Т, при котором записывают диаграмму регистрируемых макроскопических сечений поглощения плотности потока тепловых нейтронов на малом - Sigмзим и большом - Sigбзим зондах, по которой отмечают положение границ соли и ангидритов в соответствии с показаниями: в солях значения сечения превышают Sig_соль>20 мкс-1, в ангидритах - Sig_ангидрит≤4.5 мкс-1, затем проводят запись данных НГК и данных двух зондов нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК-Т) и определяют интенсивности счета нейтронов - Jнгк, Jннк, далее нормируют их в интервалах солей, согласно формулам:
-
- где Jнгкнорм - нормированные показания кривых зонда метода НГК, у.е.,
- Jнгкmin - минимальное значение показания зонда метода НГК, у.е.,
- Jнгк - интенсивность счета нейтронов НГК в обсаженной скважине, у.е.,
- Jнгкmax - максимальное значение показания зонда метода НГК, в обсаженной скважине, у.е.,
- Jннкнорм - нормированные показания кривых большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,
- Jннкmin - минимальное значение показания большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,
- Jннкmax - максимальное значение показания большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,
- Sigмзим и Sigбзим - регистрируемые значения макроскопических сечений поглощения плотности потока тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ИННК-Т, мкс-1,
- и проводят сопоставление нормированных кривых зонда НГК -Jнгкнорм и большого зонда 2ННК-Т - Jннкбзнорм в солях:
- Jнгкнорм=Jннкбзнорм,
- при этом при установлении превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т:
- Jнгкнорм>Jннкбзнорм,
- определяют пустоты цементного камня, заполненного минерализованным флюидом, а при установлении превышения нормированных показаний 2ННК-Т над НГК:
- Jнгкнорм<Jннкбзнорм,
- определяют наличие каверны, таким образом, в результате по совместному анализу комплекса описанных методов осуществляют выделение рапоносных и рапопоглощающих пластов в межсолевых и подсолевых интервалах по следующим признакам: рапоносный пласт, являющийся источником поступления рапы, определяют при наличии аномалии значений РГХА по ГК, при которой отмечается высокое значение РГХА по кривой по урану, которая характеризует пласт с интенсивным истечением рапы из пласта, а повышенное значение по разрезу РГХА по кривой по урану характеризует прохождение потока рапы по стволу скважины, при этом по нормированным в интервалах солей показаниям 2ННК-Тбз и НГК с условием:
- Jнгкнорм<Jннкбзнорм,
- связанным с размытием и разрушением прискважинной части пласта при истечении рапы, определяют наличие в кровле либо подошве прискважинной части рапоносного пласта образовавшихся после бурения и не отраженных на показаниях каверномера DS каверн, при этом отмечают высокие значения Sigмзим и Sigбзим по кривым метода 2ИННК-Т, составляющие 15-17 мкс-1, а рапопоглощающий пласт определяют при наличии аномалии значений РГХА по ГК, при которой отмечаются высокие значения РГХА по кривой по урану в интервалах, вмещающих рапоносный или рапопоглощающий пласт глин, связанные с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в них при поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением, при этом отмечают средние значения Sigмзим и Sigбзим по кривым метода 2ИННК-Т, составляющие 10-14 мкс-1, кроме того, при превышении нормированных в интервале солей показаний НГК над 2ННК-Т с условием:
- Jнгкнорм>Jннкбзнорм,
- отмечают наличие рапы в пустотах цементного камня в обсаженной скважине.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2799923C1 true RU2799923C1 (ru) | 2023-07-14 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5065016A (en) * | 1990-06-11 | 1991-11-12 | Texaco Inc. | Radioactive well logging to determine vertical brine flow |
RU2433261C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-11-10 | Владимир Иванович Масленников | Способ выявления зон отложения солей в скважине |
RU2476671C1 (ru) * | 2011-07-07 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) |
CN103345002B (zh) * | 2013-07-09 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院 | 一种测井资料获取砂岩卤水层钾离子含量的方法 |
RU2661082C1 (ru) * | 2017-09-12 | 2018-07-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ локального прогноза зон рапопроявлений |
RU2693102C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-07-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов |
RU2755100C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-09-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ выделения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений по данным мультиметодного многозондового нейтронного каротажа |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5065016A (en) * | 1990-06-11 | 1991-11-12 | Texaco Inc. | Radioactive well logging to determine vertical brine flow |
RU2433261C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-11-10 | Владимир Иванович Масленников | Способ выявления зон отложения солей в скважине |
RU2476671C1 (ru) * | 2011-07-07 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) |
CN103345002B (zh) * | 2013-07-09 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院 | 一种测井资料获取砂岩卤水层钾离子含量的方法 |
RU2661082C1 (ru) * | 2017-09-12 | 2018-07-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ локального прогноза зон рапопроявлений |
RU2693102C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-07-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов |
RU2755100C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-09-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ выделения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений по данным мультиметодного многозондового нейтронного каротажа |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Clavier et al. | Quantitative interpretation of thermal neutron decay time logs: part I. Fundamentals and techniques | |
US10247849B2 (en) | Method for measuring formation water salinity from within a borehole | |
US7365308B2 (en) | Measurement of formation gas saturation in cased wellbores using pulsed neutron instrumentation | |
US7361887B2 (en) | Measurement of formation gas pressure in cased wellbores using pulsed neutron instrumentation | |
Sellwood et al. | An in-well heat-tracer-test method for evaluating borehole flow conditions | |
Wahl et al. | The thermal neutron decay time log | |
CN100455767C (zh) | 确定井孔周围地层结构孔隙度的***和中子测量方法 | |
BR112012016895B1 (pt) | Aparelho e método para estimar com espectroscopia de nêutrons pulsados pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre | |
Lock et al. | Carbon-oxygen (C/O) log: Use and interpretation | |
US5219518A (en) | Nuclear oxygen activation method and apparatus for detecting and quantifying water flow | |
US4810459A (en) | Method and apparatus for determining true formation porosity from measurement-while-drilling neutron porosity measurement devices | |
RU2799923C1 (ru) | Способ выделения рапоносных и рапопоглощающих интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений | |
CA1257405A (en) | Method and apparatus for determining true formation porosity from measurement-while-drilling neutron porosity measurement devices | |
RU2799223C1 (ru) | Способ определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных местрождений | |
RU2476671C1 (ru) | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (варианты) | |
RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
Li et al. | A new measurement of evaluating gas or CO2 in formation-fast neutron cross section | |
Horkowitz et al. | Complex Reservoir Evaluation in open and cased wells | |
RU2755100C1 (ru) | Способ выделения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений по данным мультиметодного многозондового нейтронного каротажа | |
Gesink et al. | Use of gamma ray-emitting tracers and subsequent gamma ray logging in an observation well to determine the preferential flow zones in a reservoir | |
Wichmann et al. | Advances in neutron lifetime logging | |
RU2766063C1 (ru) | Способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе проведения нейтрон-нейтронного каротажа | |
Love et al. | Monitoring a unique field through depressurisation; a cased hole logging plan to optimise blowdown performance | |
CA1049663A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining water saturations in a reservoir | |
RU2789613C1 (ru) | Комплексная аппаратура импульсного мультиметодного нейтронного каротажа для промыслово-геофизических исследований обсаженных газовых и нефтегазовых скважин |