RU2060384C1

RU2060384C1 - Способ исследования коллекторов нефти и газа и устройство для его осуществления

Info

Publication number: RU2060384C1
Authority: RU
Inventors: Е.С. Кучурин; Р.В. Китманов; М.В. Зотов
Original assignee: Акционерное общество Научно-производственной фирмы "Геотест" Лтд
Priority date: 1992-03-06
Filing date: 1992-03-06
Publication date: 1996-05-20

Abstract

Изобретение относится к геофизике, а именно к методам нейтронного и гидродинамического каротажа коллекторов нефти и газа, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости. Для повышения оперативности исследования коллекторов нефти и газа в необсаженных скважинах, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости, а также повышения достоверности определения характера насыщенности и фильтрационно-емкостных свойств пласта коллектора осуществляют гидродинамическое воздействие на пласт путем отбора проб пластового флюида в герметизированном участке на стенке скважины, измеряют давление в пробоприемнике, при этом измерение скорости счета тепловых и надтепловых нейтронов или одновременно тех и других, а также давления в пробоприемнике осуществляют в процессе непрерывного или циклического гидродинамического воздействия, при этом поточечное исследование всего пласта проводят с шагом, равным или меньше диаметра депрессионной воронки, образующейся при осуществлении гидродинамического воздействия на пласт. Для реализации способа устройство снабжено окружающим корпус экраном, а геофизический зонд выполнен с источником нейтронов и детектором тепловых и надтепловых нейтронов, которые размещены по обе стороны герметизирующего башмака симметрично отверстию стока на расстоянии, равном или меньшем диаметра депрессионной воронки, при этом экран размещен в интервале геофизического зонда и выполнен из материала, интенсивно поглощающего нейтроны, например, бористой стали. 2 с. и. 1 з. п. ф-лы. 4 ил.

Description

Изобретение относится к промысловой геофизике, в частности к методам нейтрон-нейтронного и гидродинамического каротажа коллекторов нефти и газа, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости.

Известен способ исследования коллекторов нефти и газа, заключающийся в измерении потоков тепловых нейтронов до и после закачки в пласт жидкости, содержащей элементы, интенсивно поглощающие тепловые нейтроны, например хлор, бор и др. Различная фазовая проницаемость водо- и нефтенасыщенных коллекторов позволяет оценить насыщенность, а по данным измерений до закачки определить коэффициент пористости [1] Для реализации этого способа-аналога используется устройство, аналогичное вышеупомянутому.

Недостатком способа является его трудоемкость и невозможность индикации газовой фазы. Большие затраты времени и труда приводят к длительному простою скважин, а следовательно, к значительному удорожанию геофизических работ.

Наиболее близким по физической сущности и техническому решению является способ исследования водонефтегазовых коллекторов, основанный на облучении и режимных измерениях потоков и надтепловых нейтронов в процессе естественного расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, по изменению которых судят о характере насыщенности и пористости коллекторов. Способ реализуется стандартной аппаратурой нейтрон-нейтронного каротажа с использованием импульно-стационарных или импульсных генераторов нейтронов [2] На основе режимных наблюдений, длящихся несколько месяцев или даже лет, способ-прототип позволяет определить насыщенность, уточнять положение водонефтяных контактов и количественно оценивать коэффициент пористости.

Основным недостатком прототипа являются весьма значительные затраты времени, обусловленные естественным расформированием зон проникновения, Обычно это время составляет от 6 мес до 2-3 лет. Кроме того, процесс расформирования зон проникновения наблюдается только в обсаженных скважинах, что существенно ограничивает область применения способа. Точность определения коэффициента пористости невысока из-за неопределенности положения зоны проникновения при различной минерализации пластового флюида и промывочной жидкости.

Среди устройств для исследования коллекторов нефти и газа наиболее близкой по технической сущности является комплексная аппаратура гидродинамического каротажа с геофизическими зондами акустического и микробокового каротажа [3] Скважинная часть состоит из скважинного прибора аппаратуры ОИПК-1, содержащей корпус с электроприводом, прижимное устройство, герметизирующий башмак, датчик давления, управляемый клапаном пробоприемник и электронный блок. На изолирующем башмаке ОИПК-1 размещены элементы электрического и акустического зондов. Применение такой аппаратуры обеспечивает существенное повышение информативности метода ГДК: оценку характера насыщения пласта и изучение динамики изменения электрических и акустических полей в точке исследования.

Недостатком прототипа является ограниченность, а в ряде случаев невозможность его применения в скважинах, бурящихся в соленосных отложениях (Прикаспий, на соленых растворах для проходки низкопроницаемых объектов (Западная Сибирь), а также в скважинах, где необходимо разделение нефтеносных и газоносных пластов и установление контактов и переходных зон.

Предлагаемое изобретение повышает оперативность исследования коллекторов нефти и газа в необсаженных скважинах, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости, а также повышает достоверность определения характера насыщенности и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) (проницаемость, пористость, продуктивность) пласта-коллектора. Для решения этой задачи производится измерение потока тепловых и надтепловых нейтронов в процессе принудительного расформирования зоны проникновения в локальном, герметизированном участке (точке) пласта, для чего осуществляют непрерывное или циклическое гидродинамическое воздействием на пласт путем отбора проб пластового флюида. Для определения профиля изменения насыщенности и ФЕС объекта (пласта) по толщине поточечное измерение производится с шагом, равным размеру (диаметру) зоны возмущения.

Реализация предлагаемого способа заключается в комплексировании опробователя пластов или аппаратуры гидродинамического каротажа с геофизическим зондом, содержащим источник и детектор нейтронов. Геофизический зонд, т.е. источник и детектор, размещаются рядом с герметизирующим башмаком опробователя симметрично отверстию стока, что дает возможность измерения и регистрации потока нейтронов непосредственно в зоне гидродинамического возмущения, сопровождающегося фильтрацией флюида, расформированием зоны проникновения, "подтягиванием" истинно-пластового флюида к стоку герметизирующего башмака, т. е. последовательной сменой фаз глинистая корка, фильтрат нефть. Для повышения эффективности измерений расстояние между источником и детектором устанавливается, исходя из размеров депрессионной воронки, образующейся при внесении гидродинамического возмущения. Как правило, в изотропном пласте диаметр депрессионной воронки составляет 30-50 см. Внешняя поверхность скважинного прибора в интервале геофизического зонда окружена материалом, интенсивно поглощающим тепловые и надтепловые нейтроны, например бористой сталью.

Физической сущностью предлагаемого способа является чувствительность нейтронного метода к наличию хлористых солей и водорода в жидкости, насыщающей поровое пространство, и его реакция на различную концентрацию NaCl в фильтрате промывочной жидкости, пластовой воде, нефти и газе, последовательно, но не обязательно в этом порядке сменяющих друг друга при расформировании зоны проникновения. Глубина зон проникновения промывочной жидкости может изменяться в широком диапазоне от нескольких сантиметров до десятка метров и зависит от многих факторов: пористости, проницаемости, свойств пластовых флюидов и самой промывочной жидкости, а также от репрессии на пласт, т.е. от разности давлений в скважине и в пласте.

При проникновении промывочной жидкости в пласт в его прискважинной части образуется так называемая зона кольматации, состоящая из глинистых частиц, отфильтровавшихся в поровых каналах, и таким образом являющаяся еще одним фазовым компонентом зоны проникновения. Минимизация влияния глинистой корки и зоны кольматации достигается созданием в герметизированном участке области пониженного (до атмосферного) давления, что приводит к срыву глинистой корки и выносу глинистых частиц из кольматированной зоны в пробоприемник скважинного прибора.

Поскольку минерализация промывочной жидкости может быть выше или ниже минерализации пластового флюида, регистрируемые параметры при расформировании различны. В случаях, когда минерализация промывочной жидкости С_пж меньше минерализации пластового флюида С_пл, водоносные пласты будут отмечаться наиболее высокими градиентами изменения скорости счета. Нефтеносные пласты характеризуются значительно меньшими градиентами изменения скорости счета (на 50-80%). При такой разнице в градиентах представляется возможным определять как характер насыщения, так и количественно оценивать коэффициенты водо- и нефтенасыщения.

Когда минерализация промывочной жидкости выше минерализации пластового флюида, исследование сопровождается увеличением скорости счета надтепловых и особенно тепловых нейтронов по мере непрерывного или циклического гидродинамического возмущения (отбора проб), "подтягивания" к отверстию стока истинного пластового слабоминерализованного флюида. В газоносных коллекторах по мере расформирования зоны проникновения уменьшается концентрация ядер водорода, что отмечается увеличением скорости счета тепловых и надтепловых нейтронов и стабилизацией скорости при заполнении всего порового пространства призабойной зоны свободным газом.

На фиг.1-3 показаны типичные диаграммы счета потоков тепловых и надтепловых нейтронов для различных технолого-геологических условий, диаграмма давления и принципиальная схема устройства.

На фиг.1, 2 приняты следующие обозначения: N_i N_n-, i-й и последний отсчеты тепловых и надтепловых нейтронов; n количество циклов отбора проб; ННК-Т тепловые нейтроны; ННК-НТ надтепловые нейтроны; С_пл-С_пж соответственно минерализация истинно пластового флюида и промывочной жидкости.

На фиг.1а показана ситуация, при которой минерализация пластового флюида С_пл меньше минерализации промывочной жидкости С_пж. В случае 1б С_пл > С_пж. Оба случая типичны для нефте- или водоносных пластов.

На фиг. 2 приведен график изменения потоков тепловых и надтепловых нейтронов в газоносном пласте, осложненном зоной проникновения. Для всех случаев характерным является изменение потоков нейтронов, вызванное расформированием зоны проникновения под действием циклических гидродинамических возмущений (отбора проб), механизм которых показан на диаграмме давления, представленной на фиг.3, где Р_скв гидростатическое давление в стволе скважины; Р_нI, Р_нi начальные давления в пробоприемнике опробователя соответственно в I-м и i-м циклах опробования; Р_коI, Р_коi давления в конце отбора в I-м и i-м циклах; Р_пл пластовое давление; t_i продолжительность притока в пробоприемник в i-м цикле.

На фиг.4 приведена схема устройства, реализующего способ.

В корпусе 1 скважинного комплексного прибора размещены электропривод 2, герметизирующий башмак 3, датчик 4 давления, чувствительный элемент которого выходит в полость стока герметизирующего башмака, управляемый клапан 5, сообщающий полость стока с пробоприемником 6. На корпусе расположен прижимной рычаг 7, а в окрестности герметизирующего башмака размещены симметрично относительно отверстия стока источник 8 нейтронов и генератор 9 нейтронов. Поверхность корпуса в интервале геофизического зонда защищена экраном 10 из бористой стали. Регистрирующе-передающий электронный блок 11 сообщен посредством кабеля 12 с наземным комплексом 13.

Принцип действия устройства, реализующего способа, заключается в следующем.

Прибор 1 опускается на интервал исследования. Производится регистрация в стволе скважины: гидростатического давления Р_скв датчиком 4, потока нейтронов геофизическим зондом 8-9. Включается электропривод 2, прижимной рычаг 7 прижимает прибор герметизирующего башмака 3 к стенке скважины, открывается клапан 5, сообщая изолированный участок пласта с пробоприемником 6. Под действием перепада давления между гидростатическим Р_скв и начальным Р_н в пробоприемнике срывается глинистая корка, образуются дренажные каналы в прискважинной части пласта, происходит приток пластового флюида. При этом измеряются и регистрируются давление и скорость счета нейтронов. Через промежуток времени клапан 5 закрывается, давление в полости герметизирующего башмака восстанавливается до значения Р_ко (или Р_пл). Цикл завершен.

Затем клапан 5 опять открывается и процесс притока и регистрации повторяется до тех пор, пока не наступает стабилизация показаний геофизического зонда, что свидетельствует о подошедшем к полости стока истинном пластовом флюиде. Исследование данного участка заканчивается операцией по уборке прижимного рычага, восстановлением давления в полости стока до Р_скв. Прибор готов к перемещению на следующий участок объекта и повторению операции. Весь процесс регистрируется и передается на поверхность через электронный передающе-регистрирующий блок 11 и кабель 12, где информация обрабатывается и регистрируется в цифровой и аналоговой форме наземным комплексом 13, включающим пульт управления работой опробователя, что позволяет проводить весь процесс исследования в диалоговом режиме. В качестве скважинного прибора гидродинамического каротажа и опробования пластов может быть использована аппаратура ОИПК-1 или АГИП. Измерение потоков тепловых и надтепловых нейтронов может осуществляться, например, гелиевыми счетчиками типа СНМ-17, 18, 56. В качестве источника нейтронов могут быть использованы ампульные источники Ро-Ве, Ро-В, Cf и др. Количественная оценка насыщенности может быть выражена следующими соотношениями:
η₁=

f(K_п) (1)
η₂=

f(K_п) (2)
η₃=

f(K_п) (3) где N_n и N_к соответственно первый и конечный в цикле опробования отсчеты тепловых нейтронов; N_on нормализованное показание в опорном пласте; N_т, N_нт отсчет по тепловым и надтепловым нейтронам. Первый η₁и второй η₂ параметры представляют собой нормированные значения потоков тепловых нейтронов, приведенные к одной стандартной пористости опорного пласта Кп. Оба параметра преимущественно зависят от изменения минерализации пластового флюида. Коэффициент пористости определяется по изменениям скорости счета надтепловых нейтронов на последних циклах отбора проб по априорно установленной для конкретного опорного пласта градуировочной зависимости типа Ф (ННК-НТ) f(К_п). Поскольку измерение на последних циклах отбора осуществляется практически по чистому пластовому флюиду, существенно повышается достоверность и точность измерения К_п по потоку надтепловых нейтронов.

Влияние минерализации пластового флюида учитывается по изменению скорости счета тепловых нейтронов, располагая зависимостью Ф (ННК-Т) f (С_пл), где С_пл содержание NaCl в пластовой воде. Помимо регистрации процесса притока пластового флюида в циклическом режиме в функции скорость счета нейтронов время регистрируется также зависимость давление время. Это позволяет применить известные законы фильтрации, например закон Дарси для определения коэффициента проницаемости, предпочтительно на последнем цикле отбора "чистого" пластового флюида:
K_пр=

(4) где V_i нормированный объем, в который поступает пластовой флюид;
μ коэффициент динамической вязкости пластового флюида;
А геометрический коэффициент стока;
t_i продолжительность притока порции пластового флюида в i-м цикле;
Р_пл, Р_н давления в пласте и при притоке флюида в i-м цикле.

Таким образом способ и устройство для его реализации обеспечивает достижение поставленной цели, а именно оперативность исследования достигается за счет комплексирования прибора гидродинамического каротажа с геофизическим зондом ННК-Т и ННК-НТ, позволяющего путем циклического возмущения участка пласта без его разгерметизации, отбора небольших (до 1 л) проб флюида расформировать зону проникновения и без подъема прибора на поверхность исследовать весь объект (пласт) с шагом, достаточным для получения исчерпывающей информации как в локальных участках тем и его объекты в целом.

Достоверность и точность достигается путем сравнительной оценки свойств насыщающего пласт флюида в начале и конце, т.е. в динамике расформирования зоны проникновения. То же можно отнести и к определению фильтрационно-емкостных свойств пористой среды и флюида, так как оценивается фазовая составляющая проницаемости и эффективная пористость. При этом следует впервые отметить тесноту корреляционной связи между пористостью и проницаемостью, в то время как при традиционных методах исследования, порознь друг от друга, эти связи носят, как правило, стахастический характер. Экономический эффект достигается за счет резкого сокращения времени и трудоемкости исследований не только с точки зрения комплексирования методов и средств, но и за счет эффективности технологии расформирования зоны проникновения.

Claims

1. Способ исследования коллекторов нефти и газа в необсаженных скважинах, осложенных зонами проникновения, путем измерения скорости счета тепловых и надтепловых нейтронов в процессе расформирования этих зон, отличающийся тем, что осуществляют гидродинамическое воздействие на пласт путем отбора проб пластового флюида в герметизированном участке на стенке скважины, измеряют давление в пробоприемнике, при этом измерение скорости счета тепловых и надтепловых нейтронов или одновременно тех и других, а также давление в пробоприемнике осуществляют в процессе непрерывного или циклического гидродинамического воздействия.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поточечное исследование всего пласта проводят с шагом, равным или меньшим диаметра депрессионной воронки, образующейся при осуществлении гидродинамического воздействия на пласт.

3. Устройство для исследования коллекторов нефти и газа, содержащее корпус с электроприводом, герметизирующим отверстие стока башмаком, управляемым клапаном, геофизическим зондом, электронным блоком, отличающееся тем, что оно снабжено окружающим корпус экраном, а геофизический зонд выполнен с источником нейтронов и детектором тепловых и надтепловых нейтронов, которые размещены вертикально по обе стороны герметизирующего башмака симметрично отверстию стока на расстоянии, равном или меньшем диаметра депрессионной воронки, при этом экран размещен в интервале геофизического зонда и выполнен из материала, интенсивно поглощающего нейтроны, например бористой стали.