Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами

    Гамма–каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной  жидкостью или газом. 

Физические  основы метода 

    Интегральный  гамма-каротаж основан на измерении  естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчетная величина – мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкР\час). 

Аппаратура 

    Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

    Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих  несколько методов ГИС. Комплекс ГК комплексируется с другими модулями без ограничений. 
 

    1.15. Методы нейтронного  каротажа. 

    Нейтронный  каротаж применяются в необсаженных и обсаженных скважинах и используется для решения следующих задач:

• с целью литологического расчленения разрезов;
• определение положения текущего газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности;
• определение положения водонефтяного контакта ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод.

    В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам – ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК.

    Областями эффективного применения нейтронного  каротажа при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении газонасыщенности являются:

• для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм.
• Для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм.
• Для НГК – породы с водородосодержанием не менее 20%.

 

Физические  основы метода 

    Нейтронный  каротаж основан на облучении  скважины и пород нейтронами от стационарного  ампульного источника и измерении  плотностей потоков надтепловых  и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

    Переход от скорости счета к геофизическим характеристикам пород и их геологическим параметрам осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками или параметрами, установленными на моделях пород, пересеченных скважиной, или методами математического моделирования. 

Аппаратура 

    Измерительный зонд нейтронного каротажа содержит ампульный источник нейтронов и  один или два (и более) детектора  нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. ННК-НТ и ННК-Т выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК – однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

    Наиболее  важными эксплуатационными и  метрологическими характеристиками приборов РК являются:

• диапазоны измерения геофизических характеристик;
• предел допускаемой основной погрешности измерений;
• допускаемые максимальные скорости счета;
• нестабильность скорости счета при непрерывной работе прибора;
• максимальные значения температуры и давления в скважине;
• максимальное и минимальное значения внутреннего диаметра исследуемых скважин (обсадных колонн, НКТ);
• вертикальное разрешение метода и глубинность исследований.

Значения  этих характеристик и допускаемые  отклонения от них регламентируются требованиями эксплуатационной документации на конкретные приборы.

    Модуль  НК комплексируется с другими  модулями без ограничений.  

    1.16. Методы импульсного  нейтронного каротажа. 

Импульсный  нейтронный каротаж  применяют в обсаженных скважинах для:

• литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов;
• выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов;
• определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами;
• определения газожидкостных контактов;
• оценки пористости пород;
• количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности;
• контроля за процессом испытания и освоения скважин.

    Наиболее  эффективный способ применения ИНК  – выполнение повторных измерений  во времени в процессе изменения  насыщенности коллекторов. Такие изменения  могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронно-поглощающими свойствами. 

Физические  основы метода 

    Импульсный  нейтронный каротаж в интегральной модификации основан на облучении  скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении  распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или  гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во временных окнах, основными расчетными- макросечение захвата тепловых нейтронов в единицах захвата, равных 10^-3 см^-1 , и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

    Количественная  оценка насыщенности коллекторов по данным ИННК базируется на зависимости среднего времени жизни тепловых нейтронов в породах от характера и содержания насыщающих флюидов. Уменьшение плотности тепловых нейтронов во времени в однородной среде происходит по экспоненциальному закону с интенсивностью, определяемой нейтронопоглощающими свойствами среды.

    Определение коэффициентов газонасыщенности по материалам ИННК основано на различии декрементов затухания в газе и в воде. Указанное различие, а, следовательно, эффективность методики увеличивается с ростом минерализации воды и уменьшением пластового давления. 

Аппаратура 

    Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора  тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов – середина расстояния между детекторами.

    Нормируемыми  метрологическими характеристиками являются макросечение захвата тепловых нейтронов  и коэффициент водонасыщенной пористости, который рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов.

    Модуль  ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ. 
 

2. Задачи, решаемые  геофизическими методами  при контроле за  разработкой нефтяных  месторождений. 

    В процессе разработки нефтяной залежи необходимо осуществлять комплексные гидродинамические, геофизические и лабораторные исследования для изучения характера изменения нефтенасыщенности пластов и на основании полученных данных принимать меры для наиболее полного извлечения нефти.

    В настоящее время промыслово-геофизическимим методами решаются следующие основные задачи:

• исследование процесса вытеснения нефти в пласте;
• изучение эксплуатационных характеристик пласта;
• изучение технического состояния скважин;
• исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования.

    Изучению  процесса вытеснения нефти в пласте должно предшествовать исследование эксплуатационных характеристик пласта, а последняя  задача не может быть надежно решена без данных о техническом состоянии  скважины. В связи с этим комплекс промыслово-геофизических работ в скважинах эксплуатационного фонда и их программа должны предусматривать решение всех трех задач в одном цикле исследований. Однако задачи изучения эксплуатационных характеристик пласта и технического состояния скважин во многих случаях могут быть поставлены самостоятельно, вне прямой связи с вопросами изучения процесса вытеснения нефти из пласта.

    2.1 Исследование процесса  вытеснения нефти  в пласте

    Исследование  процесса вытеснения нефти в пласте включает:

1. контроль за перемещением водонефтяного контакта (ВНК) и контуров нефтеносности;
2. контроль за продвижением фронта закачиваемых вод (ФЗВ);
3. определение текущей и остаточной нефтенасыщенности;
4. контроль за перемещением газонефтяного контакта и определение газонасыщенности пласта.

 

    Контроль  за перемещением водонефтяного  контакта и контуров нефтеносности

    Контроль  за перемещением ВНК и контуров нефтеносности  осуществляется по комплекту следующих  данных:

• по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, диэлектрический каротаж), полученным в контрольных необсаженных скважинах и дополнительных скважинах, пробуренных из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;
• по результатам периодических исследований неперфорированных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;
• по материалам промысловых исследований и гидродинамических расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатационных скважин, по сопоставлению их профилей притока во времени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт-изобар.

    Определение текущего положения ВНК в открытом стволе (или скважинах, обсаженных неметаллической колонной) методами электрического каротажа проводится так же, как и определение первоначального ВНК. Методика интерпретации данных электрического каротажа принципиально не отличается от обычной, изложенной в соответствующих инструкциях и руководствах.

    Основными методами контроля за положением ВНК  в обсаженных скважинах являются методы нейтронного каротажа.

    Возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта), а также минерализацией связанной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприятными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и пористость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.

    В условиях низкой минерализации пластовых  вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3-2% объема породы (содержание NaCl в воде 15-100 г/л при k_п=20%), контроль за положением ВНК возможен по результатам высокоточных определений декремента затухания плотности нейтронов по ИННК. В таких условиях минимальное различие в величинах для полностью нефтеносного и водоносного пластов при их неизменных свойствах по пористости и литологии составляет 8-10%. Точность определения величин декремента затухания с современной аппаратурой ? 2%. Влияние вариаций свойств пластов (их литологии, в первую очередь глинистости и пористости) на величину декремента затухания превышает влияние изменения характера насыщения пласта. Поэтому для оценки характера насыщения пласта по однократным исследования ИННК необходимо располагать методикой определения глинистости и пористости (например, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи.