Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ СКОПЛЕНИЙ ГАЗА В НАДПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для контроля за экологическим состоянием недр месторождений и подземных хранилищ газа.

Целью изобретения является повышение точности и надежности выявления зон миграции и вторичных скоплений газа за обсадной колонной.

Известно, что в результате разгерметизации заколонного пространства скважин ПХГ происходит снижение надежности и безопасности функционирования систем добычи и хранения газа. Фильтрационные потоки газа из продуктивного горизонта могут осуществляться по нескольким путям, в том числе по заколонному пространству эксплуатационно-нагнетательных скважин и далее распространяться по пластам-коллекторам терригенной надсолевой толщи к соседним скважинам. Со временем в надпродуктивных пластах-коллекторах формируются техногенные скопления газа, которые являются слабоконтролируемыми.

Выявление источников, путей миграции и вторичных скоплений газа за колонной и пластах-коллекторах стандартными методами электрометрии, акустического и радиоактивного каротажа представляет сложную задачу ввиду того, что они малочувствительны к заколонной фильтрации при малых дебитах. Для надежного выявления скоплений газа не предусмотрено специальных методик, поэтому в практике контроля за экологическим состоянием недр месторождений и подземных хранилищ газа возникает необходимость применения наиболее сложных комплексных промысловых и геофизических технологий.

Известен способ [1] обнаружения техногенных скоплений флюидов в геологических объектах, вскрытых скважинами. Сущность способа заключается в регистрации начального геотермического распределения температуры в наблюдательных и длительно простаивающих скважинах, измерении температуры в эксплуатационных скважинах в рабочем режиме и после их остановки в местах предполагаемых утечек и скоплений газа и в реперном пласте плотных непроницаемых пород. Об интервалах утечек, латеральном движении за колонной и образовании вторичных скоплений газа судят по наличию интервалов с аномальной температурой на кривой температуры пород, окружающих скважину.

Недостатком данного способа являются большие временные и стоимостные затраты на проведение комплекса измерений температуры, связанные с остановкой эксплуатационных скважин на время исследований.

Известен способ определения интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины путем применения нейтронного гамма-каротажа (НГК) [2]. Интервал перетока газа за колонной отмечается по НГК повышенной интенсивностью вторичного гамма-излучения в сравнении с такими же по литологии и пористости породами, насыщенными нефтью или водой. Измерения НГК проводят при максимальном и полностью стравленном заколонном давлении, а интервал перетока газа определяют по превышению интенсивностей вторичного гамма-излучения.

Недостатком данного способа является искажающее влияние на показания НГК изменения литологии. Интегральный метод НГК измерения интенсивности вторичного гамма-излучения не позволяет разделить зоны скопления газа в цементном камне и в пластах-коллекторах.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ контроля за перемещением газожидкостных контактов и определения газонасыщения пород в обсаженных неперфорированных скважинах при контроле за разработкой газовых и нефтегазовых месторождений импульсным нейтрон-нейтронным методом ИННК. Эти задачи решаются по повышенным показаниям интенсивности тепловых нейтронов ИННК в газоносной части пласта по сравнению с водоносной [3].

Недостатком этого традиционного способа применения ИННК для изучения характера флюидонасыщения в условиях обсаженных скважин является то, что во временном спаде плотности тепловых нейтронов используется только часть информации. При малых временных задержках (до 400-500 мкс) доминирует влияние скважины, поэтому для изучения характера насыщения пластов по ИННК начальное время анализа выбирают так, чтобы свести к минимуму влияние скважинных факторов (цементного кольца, промывочной жидкости, колонны).

В известных авторам источниках патентной и научно-технической информации не описано способа целенаправленного использования нейтронных характеристик ближней временной области для практического решения геолого-технических задач, в том числе выявления заколонных перетоков и скоплений флюидов.

Сущность предлагаемого способа обнаружения техногенных скоплений газа в надпродуктивных отложениях заключается в дифференциальном выявлении зон вторичных скоплений газа за обсадной колонной в пустотах цементного камня и водонасыщенных терригенных коллекторах надсолевых отложений по ИННК путем анализа временного распределения плотности тепловых нейтронов при временных задержках, характеризующих нейтронные свойства окружающей среды: минимальных определяемых заколонным пространством и максимально возможных определяемых характером насыщения пластов-коллекторов.

Цель достигается следующим образом. При низких гидростатических и пластовых давлениях на малых глубинах залегания надсолевых терригенных отложений (например, на Совхозном ПХГ до 300-400 м) мигрирующий из продуктивных отложений газ переходит в свободное состояние. Особенностью распределения плотности нейтронов в скважине в таких условиях является уменьшение градиента поля в скважине и пластах-коллекторах, что связано с преимущественным переносом нейтронов без существенного поглощения. В таких условиях повышается точность и надежность метода ИННК по выявлению перетоков и скоплений газа в заколонном пространстве и водоносных горизонтах.

Известно, что при исследовании скважин методом ИННК временное распределение плотности тепловых нейтронов формируется в зависимости от особенностей конструкции и заполнения скважины, определяющих характер ближней области временного спада и свойствами, и характером насыщения окружающих пород, определяющих характер дальней области временного спада. Внутрискважинная жидкость и обсадная колонна существенно влияют на распределение плотности нейтронов. В известных способах при определении характера насыщения пород-коллекторов стремятся исключить это влияние. Для предложенного способа влияние скважинной жидкости и колонны являются постоянными и поэтому основной вклад в характер изменения временного распределения плотности тепловых нейтронов будут вносить изменяющиеся свойства и характер насыщения цементного окружения и пластов-коллекторов. Таким образом, путем подбора соответствующих времен задержек в левой и правой областях временного спада и измерением плотности тепловых нейтронов осуществляют дифференциальное определение скопления газа за обсадной колонной в цементном камне и пластах-коллекторах.

На фиг.1 приведен характер временного распределения плотности тепловых нейтронов против участков скважины с различным качеством цементирования и наличием скоплений газа:

1 - скопления газа отсутствуют за колонной и в пласте при хорошем качестве цементирования,

2 - скопления газа отсутствуют за колонной и наличие в пласте при хорошем качестве цементирования,

3 - скопления газа имеются за колонной и отсутствуют в пласте при плохом качестве цементирования,

4 - скопления газа имеются за колонной и в пласте при плохом качестве цементирования.

Способ обнаружения техногенных скоплений газа в надпродуктивных отложениях осуществляют следующим образом. Выбирают временные задержки и измерительные окна, характеризующие нейтронные свойства цементного окружения и пласта, таким образом, чтобы исключить их взаимное влияние. Соответственно - ближняя задержка t₁=350 мкс и длительность временного окна Δt₁=100 мкс и дальняя задержка t₂=700 мкс и длительность временного окна Δt₂=600 мкс. Выполняют измерение плотности нейтронов J₁ и J₂ в этих временных окнах по всему изучаемому интервалу скважины. Выполняют нормирование полученных кривых J₁ и J₂ по опорному пласту, характеризующемуся хорошим качеством цементирования и отсутствием скоплений газа. Зоны скопления газа за обсадной колонной в цементном камне выявляют по повышению плотности нейтронов на ближних временных задержках в 6-10 раз при практически неизменном декременте затухания нейтронов в пластах-коллекторах. Скопление газа в пластах-коллекторах вызывает спонтанное повышение плотности нейтронов более чем в 10 раз при декременте затухания нейтронов в пласте, близком «0», что связано с переносом нейтронов в таких условиях без существенного поглощения. Выбранные таким образом временные окна и задержки могут быть использованы при дифференцированном выявлении техногенных скоплений газа за колонной и в пластах в эксплуатационно-нагнетательных скважинах в пределах ПХГ.

Пример осуществления способа обнаружения техногенных скоплений газа в надпродуктивных отложениях в одной из скважин Совхозного ПХГ приведен на фиг.2. Условные обозначения на фиг.2: 1 - отсутствие сцепления цемента с колонной, 2 - частичное сцепление цемента с колонной, 3 - скопление газа в цементном камне, 4 - скопление газа в пластах-коллекторах, 5 - выход газа на дневную поверхность. По комплексу промысловых и геофизических данных техническое состояние скважины (качество цементирования, герметизация подземного оборудования) характеризуется удовлетворительным, исключающим вертикальную заколонную фильтрацию газа из продуктивного пласта. Скопление газа в продуктивном водоносном пласте этой скважины с выходом на дневную поверхность через заколонное пространство является следствием миграции газа из соседней скважины. Однозначно установлено, что эта скважина относится к одному из потенциальных источников газоперетоков, а миграция газа по латерали происходит по водонасыщенным пластам-коллекторам.

Экономическая эффективность предложенного способа заключается в высокой точности и достоверности выявления путей миграции и зон вторичного скопления газа в скважинах ПХГ и в простоте его технического осуществления.

Источники информации

1. Авторское свидетельство РФ №2013533 С1, кл. 5 Е21В 47/00, 1994.05.30.

2. Итенберг С.С. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982, с.188-191, 239, 241, 278-280.

3. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988, 476 с.