Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ С ВЯЗКОЙ ИЛИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью.

Известен способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом·м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным (Патент РФ №2517730, опублик. 27.05.2014).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому отбирают и исследуют керн и проводят индукционный каротаж и нейтронный гамма-каротаж или нейтрон-нейтронный каротаж и анализируют каротажные кривые в кровельной части продуктивного яруса. При этом выявляют пласты с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу не более 6-8 Ом·м и показаний на кривых нейтронного гамма каротажа или нейтрон-нейтронного каротажа, составляющих 85% и менее от значений ниже расположенных пластов. Среди выявленных пластов выбирают пласты без глинистых перемычек с пластами из карбонатных нефтенасыщенных пород и со значениями кажущихся удельных сопротивлений по индукционному каротажу не менее 15 Ом·м. Затем уточняют литологический состав выявленных пластов и при наличии в их составе нефтенасыщенного песчаника делают вывод о терригенном происхождении данных пластов. Далее уточняют значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, при превышении нижних границ которых для данного региона выявленные пласты относят к продуктивным (Патент РФ №2487239, опублик. 10.07.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невозможность определения пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью в пределах горизонтов с пресными или слабоминерализованными водами.

В предложенном изобретении решается задача определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Задача решается тем, что в способе определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, 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, при проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж, дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокой пористостью и одновременно с повышенным отношением углерода к кислороду и симметричным пониженным отношением кальция к кремнию.

Сущность изобретения.

В последнее время ускоренными темпами истощаются запасы качественных нефтей и стремительно растут цены на них. В связи с этим все большее внимание уделяется тяжелым нефтям и природным битумам как альтернативным источникам топливно-энергетического сырья. Так запасы и перспективные ресурсы высоковязких и сверхвысоковязких нефтей (СВН), находящихся в верхне-пермских отложениях, на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции учеными оцениваются в диапазоне от 2,5 до 4,0 млрд т. Таким образом, поисково-разведочные работы и доразведка известных залежей углеводородов (УВ) в пермских отложениях является актуальной задачей при глубоком бурении. Традиционные методы геофизических исследований скважин (ГИС) успешно решают задачу определения нефтеносных пластов в горизонтах, где отмечается высокая минерализация пластовых вод. Так в пластах терригенного девона на Ромашкинском месторождении минерализация пластовых вод составляет порядка 270 г/л, а в пластах нижнего карбона около 240 г/л. В верхнепермских отложениях пластовые воды пресные или слабо-минерализованные с общей минерализацией от 0,5 до 3 г/л. В силу этого по удельным электрическим сопротивлениям (от 10 и более омм) пресноводные и нефтеносные пласты не отличаются. Решить задачу оценки характера насыщенности коллекторов в этом случае может только С/О каротаж. Но у этого метода есть ограничения, а именно: небольшая глубинность исследования, равная 20 см. Ввиду этого исследования данным методом в открытом стволе не проводятся ввиду проникновения фильтрата бурового раствора в пласт-коллектор на расстояние, превышающее глубинность исследования. Кроме этого для бурения под кондукторную колонну используют долото диаметром 293 мм.

Проблема определения пластов с вязкой и высоковязкой нефтью решается так:

- вязкие и высоковязкие нефти практически не оттесняются фильтратом бурового раствора;

- интервал кондуктора бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, который после геофизических исследований расширяется долотом до нужного для спуска кондуктора диаметром.

Пример практического применения

Определяют интервалы залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью в скважине №1 Ново-Елховского месторождения. До глубины 184 м скважина пробурена долотом диаметром 150 мм, т.е. долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования. В интервале 140-184 м бурение проведено с отбором керна. По описанию керна интервал 152-156 м представлен песчаниками интенсивно битумонасыщенными. В интервале 156-164 м глины, в интервале 164-172 м песчаники водоносные, ниже до глубины 184 м глины. Прорабатывают ствол скважины данным долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором. Проводят исследования на стадии разбуривания кондуктора скважины. Оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. Таким прибором оказывается прибор С/О каротажа с глубинностью исследования порядка 200 мм. Запись С/О каротажа выполнена аппаратурой МАРКА-ИНГС, у которой диаметр скважинного прибора - ⌀89 мм, детектором является кристалл BGO, размер кристалла - ⌀50×120 мм. Для уверенного охвата исследованием вскрытых скважиной пород должно выполняться условие:

(Dскв-dкр)/2<L,

где Dскв - диаметр скважины,

dкр - диаметр детектора (кристалла) прибора,

L - глубинность исследования метода ГИС.

Отсюда: Dскв<2L+dкр.

Так для прибора С/О каротажа (МАРКА-ИНГС) диаметр скважины должен быть меньше: 2L+dкр = 2×200 мм + 50 мм = 450 мм.

При проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж. Дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью. Поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора.

В скважине выполнен С/О каротаж, компенсационный нейтронный каротаж (КНК) с гамма каротажом (ГК) см. фиг. 1. Интервал 152-156 м, представленный по керну битумонасыщенными песчаниками, по С/О каротажу имеет повышенные отношения углерода к кислороду (С/О) и пониженные отношения кальция к кремнию (Ca/Si); водоносные песчаники в интервале 164-172 м имеют пониженные показания отношений углерода к кислороду (С/О) и кальция к кремнию (Ca/Si).

По компенсационному нейтронному каротажу (КНК) с гамма каротажом (ГК) определены коэффициенты пористости (Кп) и глинистости (Кгл): в пласте 152-156 м Кп - 24%, Кгл - 2-4%; в пласте 164-172 м Кп - 27%, Кгл - 0,5%.

Таким образом, в интервале 152-156 м выявлен битумный пласт, в интервале 164-172 м находится водоносный пласт.

Применение предложенного способа позволит решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.