Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Резко сократить аварийность при исследовании горизонтальных скважин и расход дорогостоящего каротажного кабеля.

Сократить трудозатраты на проведение ГИС в горизонтальных скважинах т.к. технология « АМАК-ОБЬ» коренным образом меняет организацию работы геофизической партии.

Существенно улучшить баланс времени буровых бригад и сократить стоимость метра проходки за счет сокращения времени на проведение исследований и излишних промывок.

5.3 Комплекс методов для геофизических исследований в горизонтальных скважинах

Комплекс исследований горизонтальных скважин с 1995г включает в себя:

1.АКЦ в кондукторе

2.АКЦ, РК (НКТ+ГК), локатор муфт в технической колонне

3.ПС, ВИКИЗ, РК (НКТ+ГК)

4.РК (НКТ+ГК) на газ, АКЦ – эксплуатационная колонна

5.Инклинометрия по стволу с перекрытием

6.ДМК

7.Газовый каротаж

Комплекс исследований горизонтальных скважин с 2003г включает в себя:

1.АКЦ в кондукторе

2.АКЦ, РК (НКТ+ГК), локатор муфт в технической колонне

3.ПС, ВИКИЗ, РК (НКТ+ГК), термометрия, резистивиметрия

4.РК (НКТ+ГК) на газ, АКЦ – эксплуатационная колонна

5.Инклинометрия по стволу с перекрытием

6.ДМК

7.Газовый каротаж

А с 2006 года в состав комплекса ГИС горизонтальных скважин был включен метод АК в открытом стволе горизонтального участка скважины .

Конструкция горизонтальной скважины и методы проведения ГИС в ней:

1.Кондуктор.

В кондукторе диаметром 245мм глубиной от 400 до 700м выполняется акустический каротаж с целью контроля высоты подъема цемента и качества цементного камня приборами USBA-21A. Диаграммы выдаются в масштабе 1:500.

2.Открытый ствол.

В открытом стволе даметром 219 мм выполняется запись привязочного каротаж приборами ВИКИЗ (ПС+ВИКИЗ)+РК.

Интерпретация заключается в отбивке кровли проектного пласта. Определение характера насыщения коллектора. Определение абсолютной отметки реперного пласта для дальнейшего ориентирования горизонтального ствола скважины.

3.Техническая колонна.

В технической колонне диаметром 168 мм глубиной до 2200 м также выполняется АК с теми же целями, что и в кондукторе.

Кроме того, выполняется замер РК (ГК+НКТ+ЛМ) с целью отбивки башмака технической колонны (ГК+ЛМ) и получения фонового НКТ для контроля в будущем за газовыми перетоками.

Запись выполняется приборами СРК-73. Диаграммы выдаются в масштабе 1:500.

Интерпретация заключается в надежной отбивке башмака технической колонны. Полученная по замеру глубина обязательно сверяется с данными по мере труб технической колонны, предоставляемыми службой бурения. Абсолютная отметка башмака технической колонны берется за репер, при проводке ствола горизонтальной скважины. Поэтому при непрохождении прибора РК ниже башмака технической колонны задача считается не выполненной.

Диаграммы выдаются в масштабе 1:500. колонне.

4.Открытый ствол

В открытом стволе даметром 144 мм выполняется запись окончательного каротаж приборами АЛМАЗ-2(ПС+ВИКИЗ)+РК, Термометрия+ резистометрия, АК в открытом стволе с последующей увязкой к привязочному каротажу до кашайских глин.

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:

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:

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.

Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7