Что такое насыщение скважины

Обновлено: 04.07.2024

Применение спектрометрических радиоактивных методов при определении начального характера насыщения коллекторов в открытом стволе бурящихся скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Зрячих Е. С., Губина А. И.

Рассмотрена возможность определения характера насыщения коллекторов в бурящихся скважинах методами спектрального нейтронного гамма-каротажа, углеродно-кислородного каротажа и его модификациями. Предложены наиболее эффективный метод и технология изучения пластов-коллекторов радиоактивными методами в открытом стволе скважин. Анализ результатов выполненных исследований дан на примере месторождений Пермского Прикамья.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

The Use of Radioactive Spectrometric Methods for Determining Initial Oil Saturation by Reservoir Formation in the Openhole Drilled Wells

The possibility of determining of collector saturation on spectral radioactive data in drilled wells using the methods of spectral neutron gamma logging , carbon-oxygen logging and its modifications is presented. The most effective method and technology of reservoirs reseach radioactive methods in open hole wells is offered. Analysis of the results of research is shown by the example of Perm Region deposits.

Текст научной работы на тему «Применение спектрометрических радиоактивных методов при определении начального характера насыщения коллекторов в открытом стволе бурящихся скважин»

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

2013 Геология Вып. 1(18)

Применение спектрометрических радиоактивных методов при определении начального характера насыщения коллекторов в открытом стволе бурящихся скважин

Е.С. Зрячих, А.И. Губина

Пермский государственный национальный исследовательский университет. 614990, Пермь, Букирева, 15. E-mail: ezrvachih @pitc . pnsh . ru

(Статья поступила в редакцию 16 ноября 2012 г.)

Ключевые слова: спектрометрические радиоактивные методы, каротаж, бурящиеся скважины, боковой ствол, характер насыщения.

Радиоактивные спектрометрические методы, например углеродно-кислородный каротаж, активно используются для определения текущего характера насыщения в обсаженных скважинах. Однако принято считать, что такие методы из-за небольшого радиуса исследования не способны работать в открытом стволе, если учитывать зону проникновения бурового фильтрата в породу [3].

Исследования в бурящихся скважинах радиоактивными спектрометрическими методами в России проводились впервые. При бурении использовался безглинистый буровой раствор (ББР-СКП) для меньшего проникновения в прискважинную зону.

Спектральный нейтронный гамма-каротаж

Прибор хлорного каротажа (СНГК-С1) представляет собой комбинацию двухзон-

В 2012 г. была предложена новая методика обработки метода для скважин открытого ствола под названием «Методика по дефициту плотности и водородо-содержанию». Технология подобных исследований заключается в проведении временных измерений в открытом стволе

или в течение 2-3 сут после обсадки скважины с последующей нормировкой показаний аналитических параметров (табл.1), характеризующих насыщение по водоносному и плотному пластам. При нормировке каждой пары аналитических параметров Р^_ії)-Р^_ппк), P(dd_h)-P(dd_ngk), Р^_ії)-Р(Кр) суммарное содержание уг-

леводородов (нефть, газ) будет отражаться в расхождении следующих аналитических параметров: Р^_^-Р^_ппк), Р^_^)-F(Kp). На нефть будет реагировать расхождение аналитических параметров P(dd_h)-P(dd_ngk). Расхождения отсутствуют в водоносных пластах и плотных пластах-неколлекторах (табл. 2).

Таблица 1. Кривые аналитических параметров метода СНГК

Название на планшете Ед. измерения Расшифровка Примечание

р(аа_ь) у-е- Параметр дефицита плотности и водородосодержания по жесткой части спектра (в области энергий более 2.3 МэВ) по НГК Для определения начальной нефтенасы-щенности

Р(ёё_^к) у-е- Параметр дефицита плотности и водородосодержания по интегралу НГК

Р^_ппк) у-е- Параметр дефицита плотности и водородосодержания по 2ННКт

М (С1_Ь) у-е- Функция массы хлора по жесткой части спектра (в области энергий более 2.3 МэВ) по НГК Для определения текущей нефтенасыщенно-сти

М(С1_^к) Уе- Функция массы хлора по интегралу НГК

М(С1_ппк) Уе- Функция массы хлора по 2ННКт

F(Kp) Уе- Функция пористости по 2ННКт

Таблица 2. Оценка характера насыщения по приращениям аналитических параметров метода СНГК в пластах-коллекторах_____________________________________________

Приращения аналитических параметров Предполагаемый флюид

РДО Ь)>РДО ппк) Нефть, газ

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Р^ ії)>Р^ ngk) Нефть

Р(аа ь)=р(аа ппк) Р^ Ю=Р^ ngk) Вода

Всего в открытом стволе методом СНГК было исследовано порядка 16 скважин. В ходе опытных работ были проведены временные замеры - до и после крепления ствола скважины в одной скважине 222 Ильичевского месторождения (рис.1).

Согласно проведенному анализу результатов применения метода СНГК в освоении и работе скважин коэффициент

соответствия по освоению равен 49%, по работе - 71%.

По итогам 2011 г был проведен также сравнительный анализ характера насыщения с характером насыщения методами открытого ствола (коэффициент соответствия методов открытого ствола данным освоения за 2011 г. составляет порядка

Рис. 1. Определение начальной насыщенности методом СНГК (скв. 222, Ильичевское газонефтяное месторождение, Пермский край)

90%). Для примера возьмем Г ожанское месторождение, где было исследовано 6 скважин: 1061, 2127, 745, 149, 2006, 1051. Методика дефицита плотности и водоро-досодержания оказалась эффективной в скважинах 1061, 2127 (наблюдаются приращения аналитических параметров Р^_^-Р^_ппк), Р^_^-Р^^к),

Р^_ппк)^(Кр), Р^^)-Р(Кр) в нефтяных пластах).

В скважинах 745 и 149 данный метод не сработал в терригенной части разреза. В скважинах 2006 и 1051 метод оказался неэффективен. Таким образом, общая эффективность метода в условиях бурящейся скважины составляет порядка 50-60%.

Скорее всего, такой низкий коэффициент соответствия объясняется тем, что метод СНГК имеет небольшой радиус исследования (радиус стационарных нейтронных методов по тепловым нейтронам от 15 см в пористых пластах до 60 см в плотных породах). Это означает, что в открытом стволе при наличии глубоких зон проникновения бурового раствора метод СНГК неэффективен. К тому же, как указывают разработчики метода, на него оказывают отрицательное влияние многие факторы (глинистость, битуминозность, загипсованность, пиритизация, высокая вязкость нефти др.). При проведении временных замеров в открытом стволе и в обсаженной скважине в течение 2-3 сут после обсадки и цементирования эффективность методики не изменилась, а даже уменьшилась. Это объясняется низкой подвижностью нефти по сравнению с водой в коллекторе и незначительным газовым фактором. Цементный камень и обсадная колонна в этом случае являются дополнительными мешающими факторами при оценке характера насыщения.

Таким образом, в настоящее время небольшой радиус исследования и множество существующих ограничений не позволяют использовать метод в бурящихся скважинах по существующим методикам.

С/О-каротаж основан на информации о массовой доле содержания углерода и кислорода, однозначно связанных с содержанием нефти и воды в исследуемых коллекторах. Основными геофизическими параметрами С/О-каротажа, использующимися при определении нефтенасы-щенности пород, являются отношения скоростей счета в окнах углерода и кислорода (параметр С/О) в спектре гамма-излучения нейтронного рассеяния (ГИНР) и в окнах кальция и кремния и Si в спектре гамма излучения радиационного захвата (ГИРЗ) (параметр Са^). Выбор этих параметров основан на различии вещественного состава углеводородов (СпНп) и воды (Н2О). Параметр С/О увеличивается с ростом массового содержания углерода (нефть, уголь, карбонаты, битум) и уменьшается с ростом массового содержания кислорода (увеличение пористости, песчанистости пластов). Параметры устойчивы к изменению минерализации воды. Газонасыщенность коллекторов в силу снижения плотности углеводородов приводит к искажению параметров С/О и Са^, поэтому С/О-каротаж отражает содержание только жидкой фазы углеводородов в пластах-коллекторах.

Ввиду отсутствия на российском рынке высокочастотного импульсного генератора нейтронов малого диаметра, прибор С/О-каротажа ЦСП-С/О-90 не может иметь диаметр менее 90 мм. В связи с этим в открытом стволе ^скв < 0.124 м) существует опасность прихвата прибора с радиоактивным источником. Особенно это касается боковых стволов скважин с малым диаметром.

В качестве эксперимента исследования методом С/О-каротажа были проведены в одной скважине открытого ствола ^Скв =

0.216 м) Ильичевского газонефтяного месторождения (рис. 2).

В результате было установлено, что, несмотря на наличие зоны проникновения, ограничения применения метода в

Условные обозначения насыщения

Рис. 2. Определение начальной насыщенности методом С/О-каротажа (скв.255, Ильичевское газонефтяное месторождение, Пермский край)

газонефтенасыщенных и карбонатных коллекторах, в интервале исследования необсаженного ствола скважины сходимость результатов метода С/О с результатами стандартного комплекса методов ГИС и данными керна довольно высока. В интервалах 1614.0-1618.5, 1621.0-1624.0, 1626.0-1627.5, 1634.0-1639.0 м была проведена перфорация, выданный по заключениям характер насыщения подтвердился (рис. 1). Количественные значения Кн по С/О-каротажу искажены (занижены) за счет влияния зоны проникновения и могут быть использованы только на качественном уровне.

Основным ограничением использования метода С/О для большинства необса-женных скважин Пермского Прикамья является большой диаметр аппаратуры - 90 мм, который не позволяет рекомендовать его для боковых стволов ^скв < 0.124 м).

Проведение С/О-каротажа в скв. 255 Ильичевского газонефтяного месторождения на основе сопоставления результатов всех методов с данными керна и освоения помогло отработать методику интерпретации для трехзондового импульсного нейтронного гамма-каротажа спектрометрического (3ИНГКС). Данный метод (прибор) был создан как альтернатива С/О-ка-ротажу в скважинах с диаметром менее 110 мм.

Трехзондовый импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический

Аппаратура метода 3ИНГКС - ЦСП-СИНГК-С1-76 (цифровой скважинный прибор спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа по хлору) реализует стандартную технологию двух-зондового импульсного нейтронного гамма-каротажа (2ИНГК) и спектрометрию гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ГИРЗ). Вместе с данным прибором используется прибор ЦСП-ГКС-76, измеряющий спектрометрию естественного гамма-излучения (ГК-С) с регистрацией активности естественных радиоактивных элементов и, Т^ К.

Комплексная обработка данных спектрометрии, включающей в себя методы ИНГК и ИНГКС-С1, позволяет получать кривые времени жизни тепловых нейтронов (?), водородосодержания и кривые массового содержания основных породообразующих элементов, включая хлор, рассчитанные в различных энергетических областях спектра ГИРЗ. Дополнительный метод СГК позволяет регистрировать интервалы радиогеохимических аномалий - показателей промытости пласта.

Несомненным достоинством аппаратуры метода 3ИНГКС является ее малый диаметр по сравнению с аппаратурой С/О-каротажа, что позволяет рекомендовать метод к использованию в скважинах малого диаметра и боковых стволах [2].

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

В качестве основного интерпретационного параметра, связанного с минерализацией флюида, была выбрана энергетическая область спектра ГИРЗ в диапазоне 1800-2300 кэВ, отражающая содержание водорода и хлора - этот параметр был обозначен как М_с1. Методика заключается в сопоставлении этого параметра с параметром М_w, теоретически рассчитанным для водонасыщенной пористости. Области снижения реальной минерализации соответствуют нефтенасыщенным пластам (с учетом ограничений при пресных закачках). Степень расхождения текущих показаний М_w и М_с1, т. е. дефи-

цит минерализации, с учетом разницы минерализаций флюидов в полностью нефтенасыщенном и водонасыщенном пластах, отражает степень нефтенасыщенности пласта и позволяет рассчитывать коэффициент нефтенасыщенности [2].

К настоящему времени исследования этим методом были проведены в 18 бурящихся скважинах Пермского Прикамья. При этом вычисленный коэффициент эффективности метода 3ИНГКС практически совпадает с эффективностью по стандартному каротажу.

С целью определения наилучших условий применения метода в ходе опытных работ проводились исследования до и после обсадки скважины металлической колонной. Анализ результатов показал, что исследования, проведенные в обсаженных скважинах через 2-3 сут после цементирования, в большей степени соответствуют результатам освоения и работы скважин, чем те, что исследовались непосредственно сразу после бурения в открытом стволе. Вероятно, несмотря на влияние колонны и цементного камня, зона проникновения бурового раствора за первые сутки успевает частично расформироваться, что и способствует более эффективному определению характера насыщения.

Для примера приведена скважина Ко-куйского месторождения с результатами освоения, где был подтвержден характер насыщения, выданный по методу 3ИНГКС (рис.3). Наибольшие приращения параметров М_w и М_с1 отмечаются в интервалах 1977.5-1979.3, 2006.6-2010.1 м. По данным электрических методов в подошве пласта 2006.6-2010.1 м отмечается понижение сопротивления. При освоении данного пласта была получена безводная нефть. Через четыре месяца после бурения скважина работает с дебитом 6.2 м3/сут и обводненностью всего 6%.

В качестве ограничений для применения метода 3ИНГКС следует отметить наличие глубоких зон проникновения, превышающих его глубинность (30-50 см), а также изменчивость минерализации пла-

стовых и закачиваемых вод по исследуемому разрезу.

Результаты испытаний в большинстве случаев подтвердили заключения, составленные по данным опытных спектральных радиоактивных методов, использованных в открытом стволе бурящихся скважин с помощью аппаратуры ЦСП-3ИНГКС-76. Заключения по данному методу были выданы независимо от заключений стандартного окончательного каротажа и оказались идентичны в большинстве пластов.

Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность запасов ее на Земле вынуждают прилагать энергичные усилия к более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим в области разработки нефтяных месторождений поставлены задачи по увеличению нефтеотдачи продуктивных пластов и повышению эффективности контроля параметров выработки нефтяных пластов, решению которых способствует современный комплекс методов ядерной физики.

Как показал анализ результатов выполненных исследований, методика оценки нефтенасыщенности по некоторым спектральным радиоактивным методам в открытом стволе является работоспособной, полученные результаты согласуются с данными стандартного комплекса и подтверждаются освоением скважин.

Исследования, проведенные новым прибором ЦСП-3ИНГКС-76, позволили открыть новые возможности использования спектральных радиоактивных методов в бурящихся скважинах. А именно: оценивать пористость горных пород, выделять пласты-коллекторы, определять коэффициент насыщенности коллекторов по изменению минерализации пластового флюида, а также регистрировать радиогеохи-мические аномалии по данным СГК. В результате исследований также было выявлено, что данный метод более эффективен при проведении исследований после об-

садки скважины металлической колонной и закрепления ее цементным камнем.

Ограничением радиоактивных методов является их небольшая глубинность исследования по сравнению с методами

электрического каротажа, поэтому спектральные радиоактивные методы все же рекомендуется использовать как дополнительные к стандартному электрическому каротажу.

Условные обозначения насыщения

Рис. 3. Определение начальной насыщенности методом 3ИНГКС (скв. 94 2, Кокуйское нефтяное месторождение, Пермский край)

1. Антипина Е. С. Определение характера насыщения коллекторов по данным спектрометрических радиоактивных методов в открытом стволе // Геология в развивающемся мире / Перм. гос. ун-т. Пермь, 2012. Т.1. С. 193-197.

2. Аскеров А.М., Рыскаль О.Е., Коротченко А.Г. Опыт применения импульсного спектрометрического каротажа на месторождениях Западной Сибири // Каротажник. 2010. № 5 (194). С. 30-41.

3. Дворкин В.И., Александров С.С., Зиннуров Р.М. Методическое руководство по применению новых геофизических методов в открытом стволе бурящихся скважин / УГНТУ. Уфа, 2008. С. 72-88.

4. Машкин К.А., Рыскаль О.Е., Коротченко А.Г. Расширение области применения ядерно-геофизических методов в сложных геолого-технических условиях // Каротаж-ник. 2012. №4(214). С. 19-28.

The Use of Radioactive Spectrometric Methods for Determining Initial Oil Saturation by Reservoir Formation in the Openhole Drilled Wells

E.S. Zriachikh, A.I. Gubina

The possibility of determining of collector saturation on spectral radioactive data in drilled wells using the methods of spectral neutron gamma logging, carbon-oxygen logging and its modifications is presented. The most effective method and technology of reservoirs reseach radioactive methods in open hole wells is offered. Analysis of the results of research is shown by the example of Perm Region deposits.

Нефтенасыщенность пласта

На практике нефтенасыщенность определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также на основе анализа керна.

Нефтенасыщенность пласта - содержание нефти в породе-коллекторе.
Выражается в долях или % от объема порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нем остаточной или связанной, воды и газа в свободном состоянии).
Нефтенасыщенность изменяется по площади от центра к периферии от 90 до 60%.
Эта закономерность имеет большое значение для платформенных условий, характеризующихся наличием больших размеров водоплавающих частей залежей. Когда исследуется нефтеотдача периферийных частей залежи, для расчета надо брать не среднюю, а конкретную величину нефтенасыщенности, характеризующую эту часть залежи.
Нефтенасыщенность пород в пределах одной и той же залежи неодинакова: она достигает максимального значения в зоне внутреннего контура нефтеносности пласта и минимального в краевой части залежи.
Начальная нефтенасыщенность,которая определяется до начала разработки месторождений,в основном, зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность).
В процессе разработки месторождения различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования , для подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения.
Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощенных зон и пропластков, особенно при значительной прерывистости пласта.
В них нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остается почти неизменной.
Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения bвыт, и выражается nн=nнo(1-Явыт), где nнo — начальная нефтенасыщенность.
На практике нефтенасыщенность определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также на основе анализа керна.
По картам нефтенасыщенности пластов могут быть выявлены зоны с различной нефтенасыщенностью. вследствие ограниченной высоты капиллярного подъема воды процент воды в нефтяной залежи в той части ее, которая подстилается водой, будет увеличиваться по мере уменьшения мощности нефтенасыщенной части пласта.
Исследования коэффициента нефтенасыщенности пород по крупнейшим нефтяным залежам платформенной области показали, что наибольшая нефтенасыщенность коллекторов, достигающая 92%, как и следовало ожидать, приурочена к повышенной части структуры и расположена в пределах внутреннего контура нефтеносности, а за его пределами, по направлению к внешнему контуру, нефтенасыщеностъ пласта постепенно убывает до 80% и далее в краевой части залежи снижается до 60%.
Результаты определения нефтенасыщенности используются для подсчёта запасов и контроля за разработкой месторождения, а также при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.

8. Оперативная обработка результатов испытания

8.1.1. Первичное определение качества пробы состоит в том, чтобы установить соответствует ли скважинная проба флюиду, который находился в пробоотборной камере в момент закрытия его клапанов в точке отбора ИПТ. По этому признаку различают три вида скважинных проб:

- качественная проба (пробоотборник герметичен и компонентный состав отобранной пробы не изменился); - частично дегазированная проба (пробоотборник негерметичен и в процессе его подъема произошло выделение газа из жидкости); - некачественная проба (не закрыты один или оба клапана пробоотборника, флюид в пробоотборнике в процессе подъема ИПТ перемешался со скважинкой жидкостью).

8.1.2. Для определения качества отобранной пробы используются результаты визуального контроля и замера давления в пробоотборнике. Перед осмотром пробоотборник необходимо отмыть от грязи и шлама и обтереть насухо ветошью. Появление пузырьков газа и капелек жидкости в местах соединений свидетельствует о негерметичности пробоотборника.

Давление в пробоотборнике является существенным критерием качества пробы. При испытании глубокозалегающих объектов и значительном отличии забойной температуры от поверхностной, давление в пробоотборнике может оказаться ниже, чем на глубине отбора пробы. В этом случае если не обнаружено визуальных признаков негерметичности пробоотборника, пробу следует считать качественной.

8.1.3. Для однозначного заключения о характере насыщения испытываемого объекта необходимо отбирать не менее трех проб пластовой жидкости, две из которых должны давать равнозначные показания по давлению насыщения и газовому фактору.

8.1.4. Уточнение характера насыщения пласта по результатам анализа скважинных проб базируется на информации о физико-химических свойствах пробы, составе газа (углеводородной части и содержании других компонентов - азота, двуокиси углерода, сероводорода, инертных газов и др.), объеме газа, растворенном в жидкости, давлении насыщения, содержании асфальтенов, коэффициенте светопоглощения.

8.1.5. Отобранная проба может быть представлена нефтью, пластовой водой, буровым раствором или его фильтратом, газом или смесью флюидов в различных соотношениях (приложение Д). В ряде случаев указанных критериев недостаточно и для однозначного ответа о характере насыщения пласта следует применять данные газокаротажных станций и геолого-технологического контроля. Учет информации по ГИРС, ГТИ и ИПТ является обязательным условием объективной интерпретации для заключения о характере насыщения испытанного объекта.

8.1.6. Средний состав углеводородного газа, выделенного из пробы, взятой при испытании нефтенасыщенного (А) и водонасыщенного (Б) объектов, представлен на рисунке 8.1.1.

Рисунок 8.1.1

Если в пробе имеются прямые признаки нефти, данные о составе газа служат только подтверждением заключения о нефтесодержащем пласте.

Если в пробе газа имеется повышенное содержание изобутана (> 5%) и изопентана (> 4%), а отношение содержания изопентана к нормальному пентану меньше единицы, то испытан пласт с признаками остаточной нефтенасыщенности.

Если выделенный газ содержит большое количество метана (> 70-80%), незначительное количество изобутана (< 0,3%) и изопентана (< 0,5%), то наиболее вероятно отсутствие нефтенасыщенных пластов в интервале испытания. Если отобранная проба представляет собой газ, то углеводородный состав позволит уточнить его принадлежность.

При этом можно дать два варианта заключения:

газ выделился в пласте из нефти или воды при давлении на забое, которое значительно ниже давления насыщения; газ отобран при испытании газоносного пласта.

8.1.7. Для выявления характера насыщения испытуемого объекта нужно использовать соотношение различных компонентов полученного газа между собой (таблица 8.1.1). Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты, как C1/C2 + в; С2/С3; н – С4/и - С4, но только совместное использование нескольких газовых коэффициентов позволяет более однозначно определить тип газа (залежи), следовательно, и характер насыщения.

Таблица 8.1.1

Тип газа	Газовые коэффициенты
С1/С2 + в	С2 / С3	н - С4/и - С4
Попутный - всего	10	1	2,0
в том числе:
из сводовой части	1-5	0,35-0,5	2,0
из приконтурной части	5-10	0,7-0,9	2,0
из законтурной части	10-50	1-3	1,5
Газовые шапки	10-25	1-3	2,0
Чисто газовые залежи	45-70	3-6	2,0
Водорастворенные
«пустые» структуры	50	3	1,0

8.1.8. Количество газа, растворенного в жидкости (Гс) (больше 3-5 м3/м3), является признаком углеводородных скоплений в испытываемом интервале. Как правило, высокое значение Гс отмечается, когда в пробе содержится хотя бы некоторое количество нефти.

Когда в пробе нет прямых признаков нефти, повышенное значение Гс может явиться признаком наличия нефтеносного пласта в интервале испытания. Чтобы оценить, насколько фактический Гс, обусловленный не только растворенным, но и свободным газом в пробоотборнике, выше максимального при пластовых значениях температуры и давления, можно воспользоваться палеткой (рисунок 8.1.2).

Рисунок 8.1.2

Пониженная величина Гс при отборе нефти может стать показателем негерметичности пробоотборника. В целом же величина Гс подлежит интерпретации с учетом всего комплекса данных, полученных при испытании и анализе отобранной пробы.

Если отобран фильтрат бурового раствора (без примеси пластовой воды), содержащий повышенное количество углеводородных газов, то это может быть признаком нефтенасыщенности пласта в испытываемом интервале.

8.1.9. Давление насыщения жидкости газом является дополнительным параметром, если жидкость и газ имеют одинаковый состав и определяется количеством растворенного газа. По сравнению с фоновыми значениями повышенная величина давления насыщения, особенно, если она близка к характерным для нефтяных залежей, может служить признаком наличия нефтенасыщенного пласта в интервале испытания или пространственной близости залежи к данной скважине.

При интерпретации величины давления насыщения необходимо учитывать также состав газа. Повышенное давление насыщения за счет высокого содержания в газе азота и метана при отсутствии тяжелых компонентов (бутана, пентана и выше) еще не является признаком отсутствия нефтенасыщенного пласта.

8.1.10. Высокое содержание асфальтенов может оказаться причиной низкой подвижности нефти ввиду ее сильной окисленности. Для установления окисленности нефти может быть использован фотоколориметрический метод, поскольку для анализа достаточно небольшое количество нефти.

Между содержанием асфальтенов и величиной коэффициента светопоглощения Ксп нефти установлена прямая зависимость, которая получена по результатам исследования нефтей ряда месторождений и горизонтов:

Высокое значение Ксп (> 4000 - 5000) следует интерпретировать как признак высокой окисленности нефти и ее малой подвижности.

Изучение физико-химических свойств пластовой и дегазированной нефти является обязательной составной частью при исследовании нефтяных залежей. Определение углеводородного состава газа, минерального компонентного состава пластовой воды, а также других физико-химических свойств необходимо при подсчете запасов, проектировании разработки и гидродинамических исследованиях скважины.

8.2. Критерии качества испытания пласта

8.2.1 На основании исходных данных о проведении работ с ИПТ в скважине, полученной информации о наличии или отсутствии притока в процессе испытания и анализа диаграмм глубинных манометров проводят оперативную оценку качества технологических операций по испытанию объекта. Схемы размещения скважинных манометров в компоновке ИПТ и их типовые диаграммы представлены в приложении Е. По первичному анализу информации проведенные работы с ИПТ рекомендуют разграничить на категории:

- испытание технически качественное (завершенное), если оно проведено без аварий и осложнений и полностью (или частично) решена поставленная задача; - испытание технически некачественное (незавершенное), если при его выполнении наблюдались посадки, затяжки инструмента, повышенное шламонакопление на забое, частичная негерметичность бурильных труб, поглощение бурового раствора, отказ буровых механизмов и узлов ИПТ, а также отличия фактических параметров режима от запланированных и нарушения технических условий и требований правил безопасности и охраны окружающей среды.

8.2.2. Испытание объекта должно считаться качественным и завершенным, если были выполнены следующие условия:

в трубах поднята пластовая жидкость, отобрана герметичная проба жидкости; - на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в трубах над ИПТ, имеются четкие линии записи нулевой линии, кривой притока (КП) и восстановления давления (КВД); - на диаграмме манометра, установленных в трубах над ИПТ, однозначно оценивается герметичность бурильных (НК) труб и узлов ИПТ; - на диаграммах манометров, установленных под фильтром, в фильтре и в устройстве для измерения затрубного давления (УЗД), зафиксированы герметичная пакеровка, открытие клапана ИПТ, закрытие ЗП и постоянное давление в затрубном пространстве.

8.2.3. При однозначном установлении притока пластового флюида в процессе испытания пласта явными признаками потенциальных его возможностей являются объем притока и его интенсивность, форма диаграммы кривой притока и восстановления забойного давления (выпуклость, кривизна линии и наличие пологого конечного участка КВД).

В случае, если испытание пласта было выполнено технически правильно, по анализу диаграмм скважинных манометров правомерно отнести объект испытания к практически «сухому», т. е. отсутствует приток в трубах, по КВД давление не восстанавливается.

8.2.5. На основании определения характера насыщения объекта испытания, анализа диаграмм изменения давления скважинных манометров и обобщения многолетнего опыта по испытанию составлены критерии достоверности информации, которые распределены по степени их влияния на результаты испытания и рекомендуются для применения при выдаче заключения.

Критерий 1. Продолжительность притока (Т) в одном из циклов испытания не менее 60 мин. Исключением являются объекты с сильной интенсивностью притока.

Критерий 2. В одном из циклов испытания при времени (t) регистрации КВД и соотношении t ≥ Т восстановление давления должно быть не менее 0,9 от величины депрессии (ΔРm) в конце открытого периода.

Критерий 3. В акте на выполненные работы по испытанию должно быть указано об активности проявления притока на устье скважины при стабильном положении уровня жидкости в затрубном пространстве, акт должен быть подписан мастером (начальником партии) по испытанию и представителем Недропользователя.

Критерий 4. На диаграмме манометра под фильтром забойное давление должно быть записано в форме плавной линии в течение процесса испытания. Величина общего снижения давления должна быть не менее двойной чувствительности регистрирующего манометра. Забойное давление начала записи КВД должно быть не менее давления долива жидкости в трубы до испытания.

Критерий 5. Условиями вскрытия объекта бурением сохранена гидродинамическая связь испытываемого пласта со скважиной. Интервал испытания вскрыт на буровом растворе с контролируемой водоотдачей, без поглощения, продолжительность циркуляции раствора до испытания интервала не более 120 ч.

Критерий 6. Время регистрации КВД t ≥ 60 мин.

Критерий 7. В момент открытия приемного клапана ИПТ забойное давление снижается не менее, чем на 5,0 МПа от величины Рпл.

Критерий 8. После подъема ИПТ опрессовкой на устье скважины запорного клапана подтверждена его герметичность в дополнение к записи КВД.

Критерий 9. Незагрязненная прискважинная зона пласта, КС < 2,0.

Критерий 10. По хроматографическому анализу капель нефти, поднятых в пробоотборнике, установлена ее принадлежность к объекту испытания.

Критерий 11. Режим испытания и контроль за содержанием притока выполнены в соответствии с утвержденным планом по испытанию скважины ИПТ.

Критерий 12. По диаграмме давления манометра, установленного под фильтром, фактическая начальная депрессия на пласт не менее, чем в три раза превышает репрессию бурового раствора при вскрытии объекта. Интервал испытания не более 10 м.

Критерий 13. Дебит жидкой фазы продукции притока (нефти, воды) определен с погрешностью не более 15%.

Критерий 14. По КВД, зафиксированной манометром под фильтром, пластовое давление снижается от цикла к циклу испытания.

Критерий 15. Дебит газа замерен в условиях квазиустановившегося режима притока (по регистрации забойного давления и дебита жидкой фазы).

8.2.6. Критерии достоверности информации по испытанию скважины рекомендуются в качестве определяющих признаков при обработке данных ИПТ с целью классификации значимости коллекторов по притоку пластового флюида и оценки технической успешности выполненных работ. Характеристика объекта испытания (объем притока, проявление активности, содержание флюида) должна совпадать с полученной при испытании (приложение Ж).

8.2.7. По информативным спускам ИПТ определяют фактические режимные характеристики испытания. По выделенным коллекторам дают оценку их насыщения, устанавливают гидродинамические параметры пласта. Нефтегазонасыщенные коллекторы оценивают на их промышленное значение, уточняют пластовое давление и состояние околоствольной зоны.

По объектам, где приток практически отсутствует, т.е. пласт «сухой», обработка результатов на этом завершается.

По объектам с неоднозначной оценкой определяют причины неопределенности (возможных ошибок) и условия, при выполнении которых в повторном испытании будет получен достоверный результат (установлено наличие или отсутствие коллектора).

Читайте также:

Что такое насыщение скважины

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Зрячих Е. С., Губина А. И.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Зрячих Е. С., Губина А. И.

The Use of Radioactive Spectrometric Methods for Determining Initial Oil Saturation by Reservoir Formation in the Openhole Drilled Wells

Нефтенасыщенность пласта

8. Оперативная обработка результатов испытания

8.2. Критерии качества испытания пласта