УДК 550.832.53:622.24

А. И. Лысенков

ООО ГИНГГ

В. В. Винокуров, И. А. Яхино

ООО НПФ 'ВНИИГИС-ЗТК' Е. В. Судничниково ОАО НПП "ВНИИГИС*

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Выполнены опытно-производственные испытания комплексной геофизичес­ кой аппаратуры, реализующей методы нейтронного гамма-каротажа (НГК) и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК), электрометрию (КС) и гамма-каротаж (ГК) в составе компоновки для бурения горизонтальных сква­ жин. Последние два метода реализованы в наддолотном модуле (НДМ) при минимальном расстоянии 40-50 см. Модуль нейтронного каротажа удален от долота на 18 м и находится в конце сборки, что позволяет легко извлекать его

из бурового инструмента при возникновении аварийных ситуаций. Получены первые результаты измерений модулем нейтронного каротажа. По результатам обработки и интерпретации комплекса НГК, 2ННК, КС, ГК определен характер насыщения и оценен коэффициент нефтегазонасыщенности.

Ключевые слова: нефтегазовые скважины, горизонтальный ствол, каротаж во

время бурения, комплекс, коэффициент нефтегазонасыщенности.

Научно-производственное предприятие ООО НПФ “ВНИИГИСЗТК” много лет занимается разработкой навигационного оборудования для проводки горизонтальных и наклонно-направленных скважин в процессе бурения. Для передачи информации используется электро­ магнитный канал связи. В качестве источника питания применяются батареи. Уже накоплен определенный производственный опыт по геофизическим исследованиям горизонтальных стволов в процессе бурения. В настоящей публикации приведены основные результаты применения комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) для решения задач нефтепромысловой геологии.

В процессе бурения и спускоподъемных операций происходит мощное виброакустическое и знакопеременное изменение давления столба промывочной жидкости на нефтегазонасыщенные коллекторы.

Прискважинная зона коллекторов при этом подвергается воздействию различных техногенных факторов, приводящих к нарушению термо­ барического, геохимического, физико-механического и других видов равновесий, что ведет к перераспределению флюидов в коллекторе. В результате, в прискважинной зоне изменяются истинные характерис­ тики горных пород и флюидов, насыщающих поровое пространство, что во многом осложняет связи между измеряемыми физическими полями и истинными геофизическими характеристиками горных пород и насыщающих их флюидов. Изменения физических полей, связан­ ные с техногенным воздействием на породы и коллекторы, можно использовать в качестве диагностических признаков для прогноза и решения многих задач, связанных с нефтяной и газовой геологией, а также с разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Состав и распределение флюидов в прискважинной зоне в первую очередь определяется подвижностью пластовых флюидов. Основными свойствами, определяющими подвижность флюидов в коллекторе, являются вязкость, плотность, температура, пластовое давление. Из флюидов, насыщающих коллектор, наиболее подвижен газ. В пластовых условиях среднее содержание газа в нефти составляет 20-50 мъ1т, в некоторых случаях эта величина достигает 500 мъ1т и более. Среднее содержание газа в воде не превышает 2-3 мъ1т [1]. Следовательно, при техногенном воздействии скопление свободного газа, выделившегося из нефти в прискважинной зоне нефтегазового коллектора, будет значительно выше, чем в водоносной части пласта. В низкопористых и низкопроницаемых коллекторах (из-за большой удельной поверхности зерен) или трещиноватых (из-за малой рас­ крытое™ трещин) количество выделившегося свободного газа будет более существенным по сравнению с коллекторами с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

При исследовании горизонтальных скважин в процессе бурения, когда идет формирование зоны проникновения при мощном виброакустическом воздействии на коллектор, надо полагать, что в при­ скважинной зоне нефтегазоносного коллектора будет максимальное скопление газа. В этом случае диагностика нефтегазонасыщенности продуктивных отложений может производиться с применением ней­ тронных методов. В физическую основу разделения водонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов положены различия в плотности

и водородосодержании водонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов при одинаковой пористости в сходных геолого-техни­ ческих условиях. Глубина исследований нейтронными методами в радиальном направлении зависит от размера зонда, вида регистри­ руемого излучения и его спектрального состава. В используемой аппаратуре она составляет 40-50 см.

Для геофизических исследований горизонтальных скважин в процессе бурения нейтронными методами применяется трехзондовая установка, включающая методы НГК и 2ННК, выполненная в виде отдельного модуля, расположенного на удалении порядка 18 м от кромки долота. В модуле нейтронного каротажа измерения сопряжены в пространстве и времени, что значительно повышает достоверность интерпретации.

Для получения основных зависимостей показаний нейтронных методов от пористости и газонасыщенности коллекторов были вы­ полнены экспериментальные исследования на моделях водонасы­ щенных и воздухонасыщенных (газонасыщенных) пластов различной пористости.

В таблице приведены характеристики моделей метрологического центра ОАО НПП “ВНИИГИС”, которые использовались для про­ ведения экспериментальных исследований и построения основных зависимостей. Модели пластов выполнены из кварцита (кварцевого песчаника) и известняка с различными пористостью и характером насыщения (пресная вода или воздух). Модели были пересечены скважиной диаметром 216 мм.

Таблица

Характеристика моделей пластов

Для определения пористости методами НГК и 2ННК были пост­ роены зависимости их показаний от пористости по общепринятым алгоритмам функций пористости от пористости, которые приведены на рис. 1, где модели литологии кварцит с коэффициентом пористости кп = 20% и 30% обозначены как “кв. крошка”, а модели литологии известняк обозначены как “мр. крошка” и “карбонатные модели” с указанием значений кп. Воздухонасыщенные модели пластов ха­ рактеризуются низкими значениями функций пористости, при этом отмечается существенное влияние литологии “кварцит-известняк” на вычисляемые значения функции пористости; при одинаковой газона­ сыщенной пористости функции пористости для кварцита занижены.

В качестве аналитического параметра, тесно связанного с нефтегазонасыщенностью коллекторов, а следовательно, с дефицитом плотности и водородосодержания, по результатам эксперименталь­ ных работ на моделях пластов были обоснованы функции дефицита плотности и водородосодержания по НГК и ННК [2], вычисляемые следующим образом:

1

где / Ннкмз5 *Лшкбз> «/нгк ~ интенсивности потока тепловых нейтронов на малом и большом зондах методов 2ННК, НГК, соответственно.

Для диагностики газа, выделившегося из нефти в результате виброакустического воздействия в процессе бурения на нефтегазо­ насыщенный коллектор, информативной является также функция пористости, которая вычисляется по методу 2ННК:

ПК ) =

Вотличие от функции пористости, вычисляемой по методу НГК, на параметр функции пористости, вычисляемый по методу 2ННК, значительно меньше влияют вариации минерализации промывочной жидкости и пластовой воды.

На рис. I, в, г приведены результаты экспериментальных работ по оценке информативности для определения газонасыщенности коллекторов кросс-плотов типа

Рис. 1. Результаты экспериментальных работ с использованием модуля нейтронного каротажа

Анализ результатов экспериментальных работ показывает, что наиболее информативным для определения нефтегазонасыщенности коллектора является кросс-плот типа

При построении кросс-плотов учитывается выдержанность гео­ лого-технических условий в исследованном интервале. В каждом выделенном интервале строятся кросс-плоты типа F(dd_HrK) от F(kn) и производятся обработка и интерпретация данных.

Вычисление функций дефицита плотности и водородосодержания, соответствующих водоносным F(dd_Bn) и нефегазоносным F(dd_нп) пластам, производится по кросс-плотам F(dd_HTK) от F(kn). Для во­ донасыщенных пластов вычисление проводится путем аппроксимации 3-4 точек, соответствующих водонасыщенным пластам с минималь­ ными значениями F(dd_HTK). Для нефтегазонасыщенных пластов аппроксимация проводится по 3—4 точкам, соответствующим крайним значениям F(dd_HTK), расположенным в левой части кросс-плота.

Наряду с характером насыщения и другими геолого-технически­ ми факторами на характер зависимости F(dd) = F(kn) существенно влияет пористость. Для исключения влияния пористости на функцию F(dd_HTK) для водонасыщенных пластов с номинальным диаметром скважины и постоянной литологией вычисляется функция F{dd_в) следующим образом:

F(dd_B) = a F(k„)2 + b F(k„),

где F(dd_в) - функция дефицита плотности и водородосодержания водонасыщенного пласта; а и b - коэффициенты, учитывающие гео­ лого-технические условия в скважине и конструктивные особенности прибора; F(kn) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННК.

Интерпретационным параметром, более тесно связанным с дефи­ цитом плотности и водородосодержания в поровом пространстве, является параметр P(dd), вычисляемый следующим образом:

P(dd) = F(dd_тек) - F(dd_в),

где F(dd_в), F(dd_тек) - функции, описывающие положение точек, соответствующих насыщению пластовой водой (крайние нижние точки на кросс-плоте), и текущее положение точек на кросс-плоте.

УДК 550.832.7:622.2417

В.П. Чупров, А. В. Васильев, А. А. Кудряшов

ОО О НПФ 'ВНИИГИС-ЗТК*

КОРРЕКЦИЯ ВЛИЯНИЯ НАМАГНИЧЕННОСТИ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ колонны

НА ИЗМЕРЕНИЯ АЗИМУТА ПРИ НАВИГАЦИИ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ТЕЛЕСИСТЕМ

Описана методика расчета корректировки магнитного азимута при влиянии на­ магниченности компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в процессе бурения, позволяющая минимизировать отклонение от заданного профиля скважины.

Ключевые слова: траектория скважины, инклинометр, намагниченность ко­ лонны, корректировка азимута, телесистема.

В настоящее время наклонно-направленное и горизонтальное бурение являются одними из основных видов бурения скважин. Нефтегазодобывающие компании предъявляют высокие требования к точности попадания скважины в заданную точку и к соблюдению проектного профиля скважины.

Для постоянного контроля и оперативного управления траек­ торией ствола разбуриваемой скважины используются забойные телеметрические системы (ЗТС), первостепенной задачей которых является точность определения пространственного положения оси скважины. Инклинометр ЗТС измеряет зенитный угол, азимут, положение отклонителя. Существенной проблемой при проводке скважин является точное измерение телесистемами азимута [2], так как измеренные ЗТС показания отличаются от показаний азимута геофизических приборов на кабеле, если направление скважины от­ личается от направления север-юг. Причина заключается в том, что компоновка низа бурильной колонны всегда имеет остаточную намаг­ ниченность, направление которой совпадает с осью КНБК (рис. 1). В результате феррозонды инклинометра идентифицируют направление суммарного вектора напряженности магнитного поля КНБК и Зем­ ли, которое в зависимости от намагниченности КНБК, расстояния феррозондов от забойного двигателя, длины немагнитных труб в КНБК может отличаться от направления на север до 12 град [1, 3, 4].

Недостатками этого способа являются увеличение расстояния от инклинометра ЗТС до забоя, что затрудняет навигацию при проводке скважины, и высокая стоимость немагнитных УБТ.

Компания ООО НПФ “ВНИИГИС-ЗТК” разработала методику коррекции влияния намагниченности КНБК. Расчеты ведутся в ре­ жиме реального времени, угол смещения определяется по формуле

у = arctg [sin*а • tgy°max],

где а - текущий азимут; у°тах - максимальное смещение, возможное при данных намагниченностях КНБК и расстояниях инклинометра до магнитных масс для данной широты, * - с учетом знака.

Максимальный угол смещения у°тах при данной намагниченности КНБК и необходимом количестве немагнитных труб определен эм­ пирически на основе большого объема статистического материала, полученного при проводке скважин. Намагниченность забойного двигателя и колонны измеряется гауссметром в процессе сборки КНБК. Данные заносятся в программу, которая рассчитывает скор­ ректированный азимут в каждой точке измерения. Намагниченность КНБК за одно долбление изменяется, но незначительно. Поэтому для приемлемой точности измерения азимута в 1,5-2 град достаточно из­ мерения намагниченности при спуске КНБК. Для повышения точности можно измерять намагниченность КНБК после подъема, выполнять линейную интерполяцию намагниченности до и после долбления и ретроспективно пересчитывать азимут. Ведется работа по измерению намагниченности КНБК и коррекции азимута в реальном времени.

Методика позволяет оперативно скорректировать измерения ази­ мута непосредственно при проведении работ, что ведет к повышению качества строительства скважин при одновременном сокращении затрат на проведение инклинометрии на кабеле.

Инклинограммы, записанные инклинометром на кабеле, а также забойной телесистемой во время проведения измерений и после корректировки азимута за влияние намагниченности КНБК по изло­ женной методике, приведены на рис. 2. На рис. 3 продемонстрирована эффективность коррекции траектории скважины.

Эффективность метода на примере 10 скважин, проведенных с использованием ЗТС-42ЭМ с коррекцией азимута, демонстрирует гистограмма (рис. 4).

Рис. 2. Инклинограмма, Енорусскинское месторождение

Рис. 3. Горизонтальная проекция траектории ствола скважины Енорусскинского месторождения