RU2351756C2 - Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью - Google Patents
Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью Download PDFInfo
- Publication number
- RU2351756C2 RU2351756C2 RU2006130241/03A RU2006130241A RU2351756C2 RU 2351756 C2 RU2351756 C2 RU 2351756C2 RU 2006130241/03 A RU2006130241/03 A RU 2006130241/03A RU 2006130241 A RU2006130241 A RU 2006130241A RU 2351756 C2 RU2351756 C2 RU 2351756C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gamma
- survey
- reservoirs
- abnormally high
- high permeability
- Prior art date
Links
Landscapes
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к определению пластов коллекторов в разведочных, эксплуатационных и другого назначения скважинах. Техническим результатом изобретения является определение пластов с аномально высокой проницаемостью за счет различной проникающей способности бурового и тампонажного растворов в проницаемые пласты исследуемого интервала. Для этого проводят гамма-каротажа с использованием радиоактивных веществ. При этом в целях определения пластов с аномально высокой проницаемостью используют газообразный химически инертный изотоп, исследования с помощью которого проводят в необсаженной скважине, а затем такой же изотоп вводят непосредственно в тампонажный раствор, в интервал предыдущего исследования. После этого проводят гамма-каротаж. Определение пластов с аномально высокой проницаемостью осуществляют по результатам сравнения конкретного контрольного гамма-каротажа с фоновым, проведенным после формирования зоны проникновения индикатора в пласты коллектора и промывки ствола от индикаторной жидкости. Затем проводят гамма-каротаж непосредственно после цементирования скважины и образования цементного камня, после чего, сопоставляя проницаемости первого гамма-каротажа с проницаемостью, полученной при гамма-каротаже после цементирования, выделяют пласты с аномально высокой проницаемостью.
Description
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к определению пластов коллекторов в разведочных, эксплуатационных и другого назначения скважинах.
Способ основан на проведении гамма-каротажа (ГК) с использованием радиоактивных веществ. При этом для определения пластов с аномально высокой проницаемостью используют газообразный химически инертный изотоп, исследования с помощью которого проводят в необсаженном стволе скважины, а затем такой же изотоп вводят непосредственно в тампонажный раствор против исследуемого интервала, после чего проводят гамма-каротаж.
Определение пластов с аномально высокой проницаемостью осуществляют по результатам сравнения конкретного фонового гамма-каротажа (ГК) с контрольным (ГК), проведенным после формирования зоны проникновения индикатора в пласты коллектора и промывки ствола от индикаторной жидкости. Контрольный ГК проводят также непосредственно после цементирования скважины и образования цементного камня. Задачей способа является определение пластов с аномально высокой проницаемостью.
Известно, что пласты с аномально высокой проницаемостью могут быть обусловлены коллекторами трещинного, кавернозного и кавернозно-порового типов или разломами, заполненными вторичным обломочным материалом. Такие пласты имеют место в нефтенасыщенной, водоносной толще пластов коллекторов или имеют одиночное распространение во вскрытой бурением скважине. В зависимости от этого пласты могут быть источником углеводородного сырья или пластовой воды в больших объемах. Сложность их обнаружения заключается в малой пористости (трещинные коллекторы) и высокой проницаемости. Особенно сложно обнаружить пласты с аномально высокой проницаемостью, если они расположены вне толщи коллекторов.
Традиционные способы исследования скважин способами электрического, акустического, термометрического, радиометрического каротажей оказываются в большинстве своем малочувствительны к трещинным, малоемким пластам, хотя и высокопроницаемым коллекторам. Высокопористые коллекторы, к которым эти методы наиболее чувствительны, могут иметь самую различную проницаемость, если они представлены карбонатными отложениями. Отдельно расположенные пласты с аномально высокой проницаемостью можно определить гидродинамическими исследованиями, но существующая неопределенность их местонахождения осложняет их поиски.
Известен метод радиоактивных индикаторов определения проницаемых пластов в околоскважинном пространстве, описанный в книге Филиппова В.П. Применение индикаторного метода по радону. - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. - 269 с., который заключается в том, что в процессе бурения после вскрытия исследуемого интервала и проведения контрольного гамма-каротажа для определения проницаемых пластов в ствол скважины через бурильные трубы в исследуемый интервал закачивается порция бурового раствора, активированного химически инертным изотопом. После формирования путем спуско-подъемных операций зоны проникновения индикатора в пласты-коллекторы, замещения при промывке скважины порции радиоактивного бурового раствора нерадиоактивным регистрируются результаты промывки проведением повторного гамма-каротажа. Анализируя диаграммы гамма-каротажей и других методов ГИС разделяют пласты-коллекторы по фильтрационно-емкостным свойствам.
Недостатком данного метода является то, что выделить пласты с аномально высокой проницаемостью таким способом невозможно, так как при замещении радиоактивного раствора нерадиоактивным в стволе скважины происходит интенсивное оттеснение индикатора вглубь пласта-коллектора за пределы возможной зоны исследований гамма-каротажом (радиус около 30 см). Замер гамма-активности после формирования зоны проникновения индикатора при накоплении его в скважине не позволяет выделить пласты с аномально высокой проницаемостью на фоне высокой гамма-активности (200-800 мкР/час) вследствие их малой емкости или толщины.
Наиболее близким является способ мониторинга герметичности затрубного пространства (патент №2171888, МПК 7 Е21В 47/00, Опубл. 10.08.2001, Бюл. №22).
Данный способ мониторинга герметичности затрубного (заколонного) пространства используется при цементировании обсадных колонн. Основная цель способа - определение герметичности затрубного пространства в период длительной эксплуатации скважины.
Данный способ заключается в том, что после окончания бурения интервала под обсадную колонну проводится фоновый гамма-каротаж всего открытого ствола скважины. После спуска обсадной колонны осуществляется ее цементирование закачкой тампонажного раствора в затрубное пространство, в расчетную порцию которого вводится газообразный химически инертный изотоп с монохроматическим гамма-излучением. Контрольный гамма-каротаж проводится после времени образования цементного камня (ОЗЦ), а периодические гамма-каротажи через заданные периоды времени в процессе эксплуатации скважины и по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей определяется герметичность затрубного пространства.
Недостатком данного способа является то, что способ не дает возможности определить проницаемые пласты и, тем более, идентифицировать пласты по различной проницаемости.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в определении пластов с аномально высокой проницаемостью за счет различной проникающей способности бурового и тампонажного растворов в проницаемые пласты исследуемого интервала.
Использование предлагаемого способа позволит выделить пласты с аномально высокой проницаемостью при условии размещения меченой порции тампонажного раствора в интервале пластов с аномально высокой проницаемостью, так как предварительная промывка интервала исследований не проводится (нет замещения, а следовательно, нет оттеснения радиоактивного раствора), а зона радиационной активности формируется за счет проникновения фильтрата тампонажного раствора.
Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе, включающем проведение в исследуемом интервале фонового гамма-каротажа в процессе бурения, закачку в открытый ствол за колонну бурильных труб в исследуемый интервал порции бурового раствора, «меченой» газообразным химически инертным изотопом, выполнение операций по формированию зоны проникновения фильтрата «меченой» порции бурового раствора в проницаемые коллекторы, оттеснение из интервала исследования «меченой» порции бурового раствора, проведение гамма-каротажа исследуемого интервала, такой же газообразный химически инертный изотоп вводят в порцию тампонажного раствора, которую размещают в интервале исследования, после чего проводят гамма-каротаж.
Способ основан на проведении гамма-каротажа с использованием радиоизотопов в процессе бурения и крепления скважины. При этом для определения пластов с аномально высокой проницаемостью в бурящейся скважине порцию бурового раствора, меченую изотопом, размещают в исследуемом интервале, в процессе цементирования обсадной колонны такой же изотоп вводят в порцию тампонажного раствора, которую размещают в том же интервале исследования. В процессе определения качества цементирования гамма-каротаж проводят тем же прибором, который использовался в открытом стволе скважины, что позволяет определить расположение пластов с аномально высокой проницаемостью, являющейся источником обводнения или интенсивного притока углеводородов.
Предложенный способ обеспечивает получение необходимой информации о наличии пластов коллекторов с аномально высокой проницаемостью, что может быть использовано при проведении перфорации скважины в интересующих интервалах.
В процессе бурения после проведения фонового ГК изотоп вводят с помощью цементировочного агрегата в расчетный объем бурового раствора для исследования протяженного (100-300 м) интервала открытого ствола. Через колонну бурильных труб данный объем меченой порции бурового раствора закачивают в исследуемый интервал, проводят формирование зоны проникновения индикатора вглубь пласта с последующей промывкой скважины. Результаты каждой операции в открытом стволе контролируют гамма-каротажем, которые интерпретируются с целью определения проницаемых пластов.
При цементировании эксплуатационной колонны такой же изотоп с жидкостью носителем вводят в порцию тампонажного раствора при закачке его в скважину и размещают на определенной расчетом глубине и в определенном исследуемом интервале.
После образования цементного камня замер гамма-активности проводят не ранее чем через двое суток, поэтому пусковую концентрацию изотопа необходимо корректировать в зависимости от времени проведения ГК после окончания цементирования (ввода «метки» в тампонажный раствор). Пусковая концентрация определяется по формуле:
где С0 - концентрация пусковая,
С - концентрация при первом исследовании,
λ - постоянная распада изотопа,
t - время между началом ввода «метки» до планируемого проведения ГК после цементирования.
Сопоставляя полученные результаты проникновения «меченого» тампонажного раствора в проницаемые пласты с данными исследований в открытом стволе, выделяют зоны, не проявившие себя при первом исследовании, но выделяющиеся на гамма-каротаже после образования цементного камня. Оценивают проницаемость выделенных пластов по формуле Дюпуи и, сопоставляя с проницаемостью по первому исследованию, выделяют пласты с аномально высокой проницаемостью. Все работы на скважине выполняют с учетом НРБ-99.
Claims (1)
- Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью, включающий проведение фонового гамма-каротажа в процессе бурения, закачку в открытый ствол за колонну бурильных труб в исследуемый интервал порции бурового раствора, «меченной» газообразным химически инертным изотопом, выполнение операций по формированию зоны проникновения фильтрата «меченой» порции бурового раствора в проницаемые коллекторы, оттеснение из интервала исследования «меченой» порции бурового раствора, проведение гамма-каротажа исследуемого интервала, отличающийся тем, что такой же газообразный химически инертный изотоп вводят в порцию тампонажного раствора, которую размещают в интервале исследования, после чего проводят гамма-каротаж, сопоставляют полученные результаты проникновения «меченного» тампонажного раствора в проницаемые пласты с данными гамма-каротажа в открытом стволе, выделяют зоны, не проявившие себя при первом гамма-каротаже, но выделившиеся на гамма-каротаже после образования цементного камня, оценивают проницаемость выделенных пластов, сопоставляют ее с проницаемостью по первому гамма-каротажу и выделяют пласты с аномально высокой проницаемостью.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006130241/03A RU2351756C2 (ru) | 2006-08-21 | 2006-08-21 | Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006130241/03A RU2351756C2 (ru) | 2006-08-21 | 2006-08-21 | Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006130241A RU2006130241A (ru) | 2008-02-27 |
RU2351756C2 true RU2351756C2 (ru) | 2009-04-10 |
Family
ID=39278589
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006130241/03A RU2351756C2 (ru) | 2006-08-21 | 2006-08-21 | Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2351756C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2499137C2 (ru) * | 2011-12-27 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ определения низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине |
-
2006
- 2006-08-21 RU RU2006130241/03A patent/RU2351756C2/ru active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
ПОМЕРАНЕЦ Л.И. и др. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981, с.285. * |
ФИЛИППОВ В.П. Применение индикаторного метода по родону. - М., 2003, с.269. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2499137C2 (ru) * | 2011-12-27 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ определения низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006130241A (ru) | 2008-02-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
Crow et al. | Wellbore integrity analysis of a natural CO2 producer | |
Arop | Geomechanical review of hydraulic fracturing technology | |
US8928322B2 (en) | Method and apparatus for determining formation water saturation during drilling | |
Juhlin et al. | Storage of nuclear waste in very deep boreholes: Feasibility study and assessment of economic potential. Pt. 1 and 2 | |
US11125082B2 (en) | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids | |
EA012156B1 (ru) | Определение насыщенности углеводородами с использованием скоростей распространения акустических волн, измеряемых через обсадную колонну | |
US20200123895A1 (en) | Systems and methods for differentiating non-radioactive tracers downhole | |
McKeon et al. | Interpretation of oxygen activation logs for detecting water flow in producing and injection wells | |
US4780266A (en) | Method for detecting drilling fluid in the annulus of a cased wellbore | |
RU2351756C2 (ru) | Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью | |
Wijaya et al. | Success novel of integrating pulsed neutron and comprehensive production data analysis to optimize well production | |
RU2337239C2 (ru) | Способ диагностики герметичности заколонного пространства | |
US3332483A (en) | Method of determining the vertical variation of permeability in a subsurface formation | |
Marsh et al. | Well-Based Monitoring of a CO2 Plume in a Carbon Dioxide Storage Project | |
RU2405934C2 (ru) | Способ определения технического состояния скважин | |
Dance | Post-Injection Reservoir Characterisation: Case Study from the Otway Stage 2c Project | |
Yearsley et al. | Monitoring well completion evaluation with borehole geophysical density logging | |
US3993902A (en) | Radioactive logging for determining oil saturation in a reservoir | |
Wichmann et al. | Advances in neutron lifetime logging | |
Desroches et al. | Combination of microhydraulic fracturing and wellbore images provides measurement of the full stress tensor: a case study | |
US3993904A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining water saturations in a reservoir | |
RU2499137C2 (ru) | Способ определения низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине | |
Kennedy et al. | Interpreting CO2 Saturation Changes from Pulsed Neutron Logs at the Aquistore Site | |
RU2171888C2 (ru) | Способ мониторинга герметичности затрубного пространства |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
PD4A | Correction of name of patent owner |