Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ЗАЛЕГАНИЯ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород.

Известен способ изучения геологических разрезов скважин, включающий геофизические исследования, определение плотности пород по шламу, непрерывно отбираемому в процессе бурения. Операцию разделения разреза на геологические циклы осадконакопления проводят по данным гармонического анализа кривых геофизических исследований скважин, преобразуя кривые геофизических исследований скважин в последовательности кривых - главных гармонических составляющих с периодами, равными размерам элементарных циклитов в соответствующих интервалах разреза. Выявляют границы интервалов с непрерывной гармонической характеристикой, определяя тем самым точки смены циклов осадконакопления, по которым судят о местоположении несогласий (Опубликованная заявка на изобретение РФ №92003522, опубл. 19.06.1995).

Недостатком известного способа является неточность соответствия местоположения несогласий с наличием газа в продуктивных пластах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважины, согласно которому по стволу скважины проводят акустический каротаж, регистрируют и проводят анализ полного волнового сигнала и фазокорреляционных диаграмм. При этом отраженные от муфтовых соединений поверхностные волны регистрируют после полного затухания прямых акустических волн, проходящих от излучателя к приемникам без отражений. Наличие и положение газонасыщенных интервалов определяют по отсутствию или многократному ослаблению отраженных поверхностных волн (Патент РФ №2304215, опубл. 10.08.2007 - прототип).

Известный способ не обладает достаточной точностью определения интервалов газоносных пластов, т.к. его проведение невозможно в открытом стволе скважины и способ проводится через эксплуатационную колонну.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине.

Задача решается тем, что в способе определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине, включающем проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, согласно изобретению исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Сущность изобретения

Оценка местоположения газоносных пластов в интервалах терригенного и карбонатного разреза имеет важное практическое значение. Так, газоносные пласты (насыщенные азотом) в карбонатном разрезе нижнепермских и верхнекаменоугольных отложений затрудняют, а то и вовсе не позволяют выполнять проводку ствола скважины при бурении на нижележащие горизонты. Необходимо в этом случае перекрывать промежуточной колонной интервалы газонасыщенных пород.

Существующие способы оценки местоположения газоносных пластов в интервале терригенных отложений верхнепермских, неогеновых и четвертичных отложений, перекрываемых кондукторными колоннами, основаны на сопоставлении кривой цементометрии кондуктора по методу ГГКп (гамма-гамма-цементомер) и НГК. Газоносные пласты определяются по высоким показаниям ГГКп и НГК при условии качественного цементажа кондуктора по акустическому цементомеру. При некачественном цементаже кондукторных колонн (по АКЦ) метод не работает. Кроме того, данный способ практически неприменим для оценки местонахождения газоносных пластов в карбонатных отложениях нижнепермского и каменоугольного возраста, перекрытых эксплуатационной колонной, в силу значительно меньшего коэффициента пористости карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными и недостаточной разрешающей способностью гамма-гамма-цементомеров.

Решение данной проблемы возможно путем применения для оценки кривой плотности пород двухзондового прибора метода рассеянного гамма-излучения (ГГКп). Регистрация рассеянного гамма-излучения двумя зондами: большим (I_Б) и малым (I_M) позволяет при расчете плотности пород исключить значительное влияние бурового раствора и глинистой корки на показания метода. Так, на малый зонд большее влияние оказывает буровой раствор и глинистая корка, а на большой зонд - вскрытые скважиной породы. Расчет кривой плотности двухзондовых приборов основан на показаниях большого и малого зонда, результатов калибровки каналов и измерения в эталонных средах (I_МЭ) и (I_БЭ). Так, для получения диаграммы плотности с аппаратурой РГП-2 является выражение

F(δ)=K₁(I_Б/I_М)-K₂I_M,

где Κ₁ находится по отношению I_МЭ/I_БЭ, а K₂=0.6/I_МЭ; K₁ и K₂ - метрологические характеристики прибора.

Физическая сущность технологии основана на том, что газонасыщенные породы обладают меньшей плотностью по сравнению с водо- и нефтенасыщенными. Показания нейтронных методов (НГК или ННКт) зависят от водородосодержания горных пород. При этом для заинверсионных зондов зависимость показаний от водородосодержания пород обратная. Так, для пород, насыщенных газом, показания НГК или ННКт бóльшие, чем для тех же пород, насыщенных водой или нефтью (в газонасыщенных коллекторах общее количество водорода меньше, чем в тех же коллекторах, насыщенных водой или нефтью).

Итак, по кривой ГК выделяют пласты с низкими показателями, или неглинистые пласты, по ГГКп рассчитывают кривую плотности пород, производят нормализацию кривых (наложение) кривой большого зонда компенсационного нейтронного каротажа с кривой плотности, рассчитанной по ГГКп, признаком наличия газоносного пласта является несовпадение кривых, а именно интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Пример практического применения.

Проводят исследования в скважине на стадии разбуривания кондуктора скважины. Оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. В нашем случае методы нейтронного каротажа (ННКт двумя зондами: большим ННКб и малым ННКм) и ГК регистрируют аппаратурой КСАТ - РК5 (разработка ОАО «Геотрон», г. Тюмень), а плотностной каротаж - аппаратурой ГГК-2 (разработка ОАО НПФ «ГЕОФИЗИКА», г. Уфа). Глубинность исследования нейтронных зондов 40-45 см, глубинность исследования прибора плотностного каротажа - 15 см с диаметром исследования скважин от 146 до 300 мм. То есть прибором с наименьшей глубинностью исследования является прибор плотностного каротажа (аппаратура ГГК-2). Ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, в наших примерах практического применения в терригенном разрезе исследования были проведены в скважине диаметром 150 мм, а в примере карбонатного разреза - 215,9 мм. Прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором. Проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК). Дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора. При анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

В результате выявлено следующее.

Терригенный разрез шешминского горизонта уфимского яруса в скважине №23 Ново-Елховского месторождения представлен на фиг. 1.

Интервал: 108,6-131,0 м представлен песчаниками по верхнему прослою 108,6-120,2 м (заштрихован) газонасыщенными (низкие показания кривой плотности по ГГКп и высокие показания кривой ННКб) и по нижнему прослою битумонасыщенными (в этом интервале кривые плотности по ГГКп и ННКб практически совпадают друг с другом).

Карбонатный разрез каширского горизонта московского яруса в скважине №7637 Ново-Елховского месторождения представлен на фиг. 2. В данной скважине в процессе бурения в интервале каширского горизонта возникли осложнения, связанные с газопроявлением. Для продолжения бурения до проектного горизонта возникла необходимость определения интервалов газоносных пластов с целью перекрытия их промежуточной колонной. Для этого в скважине был проведен промежуточный каротаж. Выполнена предлагаемая в изобретении технология нормализации кривых ННКт (на фиг. 2 кривая NKDT тонкая) с кривой плотности по ГГКп (кривая GGK, толстая), которая позволила выявить интервалы газоносных пластов (на фиг. 2 интервалы газоносных пластов заштрихованы), перекрыть их промежуточной колонной и успешно завершить бурение скважины до проектного горизонта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине.