Результат интеллектуальной деятельности: Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин.

Известны (Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. - М.: Недра, 1972.) и широко применяемые для выделения газонасыщенных коллекторов временные измерения на базе больших зондов ННКт, НГК, которые позволяют частично решать задачу выделения коллекторов и прогнозировать их проницаемость (Берман Л.Б., Нейман B.C. и др. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений - М.: Недра, 1987.).

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин путем зондирования прискважинной зоны комплексом разноглубинных нейтронных методов 3СНГК + 2ННКт (Лысенков А.И., Даниленко В.Н., Иванов Ю.В., Судничникова Е.В., Борисова Л.К., Егурцов С.А. Определение неоднородностей флюидного состава углеводородов в прискважинной зоне путем зондирования комплексом нейтронных методов в скважинах старого фонда. НТВ «Каротажник», Тверь: изд. АИС, 2015, вып. 4 (250), с. 3-6.)

Недостатком известных методов является существенное влияние ядерно-физических свойств химических элементов, обладающих высокими поглощающими нейтронными свойствами на показания зондов ННКт и гамма - излучающих свойств химических элементов при захвате тепловых нейтронов, находящихся в промывочной жидкости или жидкости глушения.

Известны способы определения характера насыщения пластов коллекторов нефтегазовых скважин по комплексу нейтронных методов (Патент РФ №2476671 /Лысенков А.И., Лысенков В.А., Гуляев П.Н. - заяв. 07.07.2011; опуб. 27.02.2013, Бюл. №6.) В рассматриваемом патенте предлагается два варианта способа определения характера насыщения, рекомендуемые для необсаженных (после подъема инструмента через 2-4 часа), обсаженных нефтегазовых скважин после цементирования колоны через 2-4 суток.

Известный способ предусматривает определение коэффициента пористости (Кп) исследуемого пласта с использованием двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, и измерения спектральных интенсивностей радиационного захвата нейтронов (ГИРЗ), построение кросс-плотов зависимостей типа Iснгк/Iмзннкт от Iмзннкт/Iбзннкт, где Iснгк - спектральная интенсивность ГИРЗ в области энергий менее 500 Мэв, Iмзннкт, Iбзннкт интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом (МЗ) и большом зондах (БЗ) метода 2ННКт, затем на указанном кросс-плоте проводят аппроксимацию нижних точек квадратичной зависимостью, отражающей дефицит плотности и водородосодержания в ближней зоне F(нвп), и вычисляют разность между текущими значениями Iснгк/Iмзннкт и F(нвп), при этом максимальной разности соответствуют газонасыщенные пласты, средней - нефтенасыщенные, минимальной - водонасыщенные.

Способ применим для исследования ближней части прискважинной зоны и не позволяет производить ее зондирование на глубину в радиальном направлении, и применим только на газовых и нефтегазовых скважинах, содержащих в поровом пространстве коллектора нефть с высоким газовым фактором.

Известен способ определения состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин (Патент РФ №2439622. Лысенков А.И., Лысенков В.А., Осипов А.Д. - №20101357221/28; заяв. 26.08.2010; опуб. 10.01.2012, Бюл. №1.).

В известном способе используют спектрометрический нейтронный гамма каротаж и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (СНГК + 2ННКт), с помощью которых производят измерения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом J_мз и большом J_бз зондах метода 2ННКт, с последующим определением функции пористости F(K_п) как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах F(K_п)=J_мз : J_бз 2ННКт, вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ, функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) - спектральные интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ, вычисляют функцию F(Cl_ннк) с использованием интенсивностей потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах метода 2ННКт, производят построение на кросс-плотах F(Cl_ж) от F(K_п), F(Cl_м) от F(K_п), F(Cl_ннк) от F(K_п) зависимостей, соответствующих водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП) и газонасыщенным пластам (ГП), определяют функции массы хлора - F[М(Сl_ж)], F[M(Cl_м)], F[M(Cl_ннк)], связанных с содержанием хлора в коллекторе, и производят вычисление по формулам коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Cl_ж), коэффициента нефтенасыщенности К_н - по функции F(Cl_м) в условиях минерализованных пластовых вод, при этом функцию F(Cl_ннк) вычисляют как обратную величину произведения потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах с использованием метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору (СНГК-С1): , функцию хлора «жесткая» F(Cl_ж) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Cl_м) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт:

.

В известном способе частично используются данные вычисления аналитических параметров нейтронных методов для оценки геологических параметров насыщения.

Недостатком этого способа являются не раскрытые потенциальные аналитические возможности по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров насыщения на разном удалении от стенки скважины.

Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа оценки ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, является расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров насыщения на разном удалении от стенки (колонны) нефтегазовых скважин на этапе строительства с последующим определением ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях в зависимости от изменений во времени геологических параметров насыщения.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе оценки ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин, содержащем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК (комплекс 2ННКт + СНГК), вычисление функции пористости F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКт: F(K_пт)=J_мз : J_бз и вычисление функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) как обратной величины произведения измеренных потоков J_мз, J_бз на малом и большом зондах 2ННКт:

, вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Сl_жт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_ж к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , функцию хлора «мягкая» F(Cl_мт) вычисляют как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_м к произведению потоков интенсивностей тепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКт: , производят построение на кросс-плотах F(Сl_жт) от F(K_пт), F(Cl_мт) от F(K_пт), F(CI_ннкт) от F(K_пт) зависимостей с последующим кросс-плотным анализом F(K_пт) и F(CI_ннкт) в декартовой системе координат (XY), в которой ось абсцисс X - функция пористости F(K_пт), а ось ординат Y - функция насыщения по хлору F(CI_ннкт), в отличие от известного, дополнительно проводят двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт в комплексе с СНГК (2ННКнт + СНГК) и по результатам измерения интенсивностей потоков нейтронов J_мзн и J_бзн на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ производят вычисление функции пористости F(K_пт) как отношения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт: F(K_пнт)=J_мзн : J_бзн, вычисляют функцию насыщения по хлору F(CI_ннкнт) как обратную величину произведения измеренных потоков J_мзн, J_бзн на малом и большом зондах 2ННКнт: , вычисляют функцию хлора «жесткая» F(Сl_жнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области более 2,3 МэВ - J_жн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: , вычисляют функцию хлора «мягкая» F(Cl_мнт) как отношение квадрата спектральной интенсивности ГИРЗ в области менее 2,3 МэВ - J_мн к произведению потоков интенсивностей надтепловых нейтронов большого и малого зондов методом 2ННКнт: , осуществляют построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(K_пт), F(Cl_мт) от F(K_пт), F(CI_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), и F(CI_ннкнт) от F(K_пнт) зависимостей в декартовых координатах, в услов. ед., где по оси абсцисс X назначаются аналитические параметры функции пористости F(K_п), а по оси ординат Y - функции хлора F(Cl), вычисляют функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт), соответствующие водонасыщенным пластам (ВП), нефтенасыщенным пластам (НП), и газонасыщенным пластам (ГП), а коэффициенты нефтенасыщенности K_н, нефтегазонасыщенности К_нг, газонасыщенности К_г, объемной нефтенасыщенности K_н×К_п, объемной нефтегазонасыщенности K_нг×К_п и объемной газонасыщенности K_г×К_п, вычисляют по функциям насыщения: F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт) для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплекса СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт, обеспечивающих исследование прискважинных зон коллектора с разной глубинностью в радиальном направлении (на различном удалении) от стенки нефтегазовых скважин, при этом определение геологических параметров насыщения F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт) производят с учетом фазового состояния углеводородов в поровом пространстве коллектора и минерализации пластовых вод, следующим образом:

- для условий минерализованных пластовых вод и нефти с низким газовым фактором определение K_н и K_н×К_п, основанное на дефиците содержания хлора в нефтенасыщенных коллекторах относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК + 2ННКнт или СНГК + 2ННКт из расчета:

где:

F(Cl)_тeк - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

F(Cl_вп) - значения для функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

F(Cl_нп) - значения для функций насыщения, соответствующих нефтенасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

К_нтб - принятый максимальный коэффициент нефтенасыщенности для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

где:

F(Cl_вп) - значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

maxF(Cl_вп) - максимальное значение функций насыщения, соответствующих водонасыщенным коллекторам,

F(Cl)тeк - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

К_нтб×К_птб - принятая максимальная объемная нефтенасыщенность для нефтенасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения F(Cl_нп), соответствующую нефтенасыщенным коллекторам, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl) от F(K_п):

F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения F(Cl_вп), соответствующую водонасыщенным коллекторам с минерализованными пластовыми водами, вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl) от F(K_п):

F(Cl)=a⋅F(K_п)²±bF(K_п) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl),

где:

F(Cl) - функция хлора нефтенасыщенного или водонасыщенного коллектора;

а и b - коэффициенты, учитывающие геолого-технические условия в скважине;

F(K_п) - функция пористости, вычисляемая по методу 2ННКт,

- для условий нефтегазонасыщенных и газонасыщенных коллекторов с низкой или высокой минерализацией пластовых вод определение К_нг и К_г, К_нг×К_п и К_г×К_n, основанное на дефиците хлора, плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенных и газонасыщенных пластов-коллекторов относительно водонасыщенных, производят одинаково для комплекса СНГК + 2ННКнт или СНГК + 2ННКт из расчета:

где:

maxF(K_п) - максимальные значения функции пористости водонасыщенного коллектора,

F(K_п)_тeк - текущие значение функции пористости,

minF(K_п) - минимальное значение функции насыщения в нефтегазонасыщенном или газонасыщенном коллекторе,

F(Cl_гп) - текущее значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,

maxF(Cl_гп) - максимальное значение функции насыщения в газонасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе,

К_нгтб - принятый коэффициент нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

К_гтб - принятый коэффициент газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

где:

F(Cl_вп) - значение функции насыщения, соответствующее водонасыщенным коллекторам в точке текущих измерений: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

maxF(Cl_гп) - максимальное значение функции насыщения, соответствующее газонасыщенным коллекторам,

F(Cl)_тек - текущие значения для функций насыщения: F(Cl_ннкт) или F(Cl_ннкнт),

mахК_нгтб×К_птб - принятое максимальное значение объемной нефтегазонасыщенности для нефтегазонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

mахК_гтб×К_птб - принятое максимальное значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным,

при этом функцию насыщения по хлору для газонасыщенных и нефтегазонасыщенных коллекторов аппроксимируют прямой линией, перпендикулярной оси X в указанных декартовых координатах (X-Y).

Кроме того, вычисления геологических параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, и К_н×К_п, К_нг×К_п и К_г×К_п производят в результате временных исследований (временных замеров) комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт в продуктивных отложениях в скважине с открытым стволом, а также, последующих временных замеров после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, и на основе сопоставления изменений во времени указанных параметров насыщения устанавливают в прямой зависимости от этих изменений критерии прогноза ФЕС и степень подвижности углеводородных флюидов в нефтенасыщенном или нефтегазонасыщенном коллекторе.

На первом этапе строительства для оперативного выделения коллекторов, содержащих подвижные углеводороды, временные замеры выполняют в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

На втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

На третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны.

Для вычисления геологических параметров насыщения пласта на разном удалении от стенки скважины для исследования методом 2ННКт условно выделяют зоны по глубинности исследований - «ближняя зона» с радиусом исследований 10-15 см, «средняя зона» с радиусом исследований 15-30 см, где применяют метод 2ННКт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» с радиусом исследований 30-50 см, где применяют метод 2ННКт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК, а для исследования методом 2ННКнт условно выделяют радиусы исследований - «ближняя зона» 7-12 см, «средняя зона» 12-20 см, где применяют метод 2ННКнт + мягкая часть нейтронного гамма излучения СНГК, «дальняя зона» 20-30 см, где применяют метод 2ННКнт + жесткая часть нейтронного гамма излучения СНГК.

На фиг. 1 представлены кросс-плоты: Р(Сl_жт) от F(K_пт) и Е(Сl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод.

На фиг. 2 представлены кросс-плоты: Р(Сl_жт) от F(K_пт) и Р(Сl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод.

На фиг. 3 дана общая схема геолого-геофизической интерпретации по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, на основе анализа распределения вычисленных значений К_г, К_п×К_г в радиальном направлении для газовых залежей в обсаженной газовой скважине.

На фиг. 4 дана схема интерпретации временных замеров в открытом стволе и после обсадки и цементирования колоны в скважине для выделения и оценки газонасыщенности коллекторов и прогнозу их проницаемости при вариациях пористости коллектора.

Суть способа.

В процессе бурения и спускоподъемных операций происходит мощное виброакустическое и знакопеременное изменение давления столба промывочной жидкости на нефтегазонасыщенные коллектора. Прискважинная зона коллекторов нефтегазовых скважин подвергается воздействию различных техногенных факторов, приводящих к нарушению термобарического, геохимического, физико-механического и других видов равновесий и сопровождается перераспределением флюидов в коллекторах прискважинной зоны относительно их первоначального состояния.

Состав и распределение углеводородных флюидов в прискважинной зоне коллектора в процессе бурения существенно изменяются относительно первоначального состояния и определяются в первую очередь их подвижностью. Основными свойствами, определяющими подвижность флюидов в коллекторе, являются вязкость, плотность, температура, пластовое давление.

Из флюидов, насыщающих коллектор, наиболее подвижен газ. В пластовых условиях среднее содержание газа в нефти составляет 20-50 м³/т, для некоторых 500 м³/т и более. Среднее содержание газа в воде не превышает 2-3 м³/т. [Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для ВУЗов. ИЗД. 3-е перераб. и доп., М., Недра, 1982, 311 с.]. Следовательно, при техногенном воздействии в процессе бурения объем скоплений свободного газа, выделившегося из нефти в прискважинной зоне нефтегазового коллектора, будет значительно выше, чем в водоносной части пласта. В низкопористых и низкопроницаемых коллекторах (из-за большой удельной поверхности зерен) или трещиноватых (из-за малой раскрытости трещин) количество выделившегося свободного газа будет более существенное по сравнению с коллекторами с хорошими коллекторскими свойствами.

Применение полимерных промывочных жидкостей значительно повышает эффективность освоения нефтегазовых скважин, но значительно снижает информативность комплекса ГИС. Отсутствие глинистых корок и малая глубина проникновения фильтрата промывочной жидкости в коллектор, и обычно высокая минерализация полимерных растворов создают проблемы по выделению коллекторов классическими методами ГИС (микрозонды, каверномер, ПС и др.). Появление свободного газа в прискважинной зоне является (особенно в коллекторах, содержащих нефть с высоким газовым фактором) одной из основных причин снижения информативности ГИС.

Скоплению газа, особенно при бурении на полимерных промывочных жидкостях, способствуют полимерная низкопроницаемая пленка (корка) на границе скважины и пласта-коллектора, увеличение удельной поверхности твердых частиц за счет механического разрушения коллектора, физико-химические процессы, происходящие в прискважинной зоне из-за нарушения равновесия и т.д.

При обсадке и цементировании скважины снимается репрессия. При отвердевании тампонажной смеси происходит уменьшение ее объема [А.И. Булатов. Формирование и работа цементного камня в скважине. М., Недра, 1990, с. 4-16.], что приводит к возникновению репрессии на коллектора и продвижению наиболее подвижного флюида (в нефтегазовых скважинах это газ) к стенке скважины.

Углеводородные флюиды существуют как в жидком, так и в газообразном состоянии, что сильно отражается на их физических и ядерно-физических свойствах.

Применение зондирования прискважинной зоны разноглубинными нейтронными методами в этих условиях позволит наиболее достоверно определить характер насыщения коллекторов и оценить проницаемость коллектора.

Нейтронные методы исследования скважин чувствительны к дефициту плотности и водородосодержания, который образуется в нефтегазонасыщенных коллекторах по сравнению с водонасыщенными при одной и той же пористости.

Применение комплекса разноглубинных нейтронных методов для временных замеров в открытом стволе и в обсаженной скважине после цементирования эксплуатационной колонны позволяет определять фазовое состояние углеводородного флюида в коллекторе и его гидродинамику.

При реализации способа по результатам измерений интенсивностей потоков тепловых нейтронов J_мз и J_бз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам 2ННКнт, а также спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, строят кросс-плоты.

Кросс-плоты строят отдельно для комплексов (2ННКт + СНГК) и (2ННКнт + СНГК): F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт), F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт), F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт), связанных с объемным содержанием хлора и объемным эквивалентным влиянием дефицита плотности и водородосодержания нефтегазонасыщенного коллектора относительно водонасыщенного и вычисляемых одинаково для каждой группы кросс-плотов.

При вычислении функции насыщения по хлору для простоты изложения рассматриваются только функция насыщения по хлору (в научно-технической литературе эта функция обозначается как Fн(Cl) или функция по дефициту плотности и водородосодержания (в научно-технической литературе эта функция обозначается как P_dd).

Далее вычисляют для каждой группы кросс-плотов отдельно для комплексов СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт коэффициенты насыщенности: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

На фиг. 1 представлен пример построения кросс-плотов F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Сl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых вод, которую используют для вычисления коэффициентов насыщенности: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

На фиг. 2 представлен пример построения кросс-плотов F(Cl_жт) от F(K_пт) и F(Cl_жнт) от F(K_пнт); F(Cl_мт) от F(K_пт) и F(Cl_мнт) от F(K_пнт); F(Cl_ннкт) от F(K_пт) и F(Cl_ннкнт) от F(K_пнт) и функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод, которую используют для вычисления коэффициентов насыщенности: К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п по формулам (1-6).

Оценка ФЕС коллекторов и степени подвижности углеводородов производится путем сопоставления вычисленных значений параметров насыщенности (К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_г×К_п, К_нг×К_п) порового пространства коллектора углеводородными флюидами в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования колонны, и вычисленных в результате последующих временных замеров в обсаженной скважине через 2-3 месяца и 6-12 месяцев (сроки между временными замерами в основном определяются ФЕС коллекторов).

В качестве диагностического признака используют приращение (увеличение) параметров насыщенности порового пространства коллекторов по углеводородам в обсаженной скважине относительно открытого ствола.

На первом этапе исследований прогнозируют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, содержащих углеводороды и их подвижность, при этом вычисленные значения параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п для «дальней» зоны имеют заниженные значения из-за недостаточного промежутка времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но качественно позволяют решать задачу, что является существенным дополнением к результатам интерпретации комплекса ГИС открытого ствола, которые лишь частично решают эти задачи.

На втором этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 2-3 месяца после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, при этом результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородными флюидами с результатами вычислений после обсадки и цементирования колонны позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними ФЕС, что по результатам их определения в «дальней зоне» коллектора позволяет уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

На третьем этапе временные замеры выполняют в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования эксплуатационной колонны, при этом результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородными флюидами с результатами вычислений, полученных на предыдущем этапе, позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними и низкими ФЕС, что по результатам их определения в «дальней зоне» коллектора позволяет окончательно уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

Относительные значения параметров насыщения К_г, К_н, К_нг менее тесно связаны с ФЕС коллектора и подвижностью углеводородного флюида, чем К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п, но они отражают разные стороны ФЕС коллекторов, что позволяет при их совместном использовании более надежно прогнозировать ФЕС коллекторов и подвижность углеводородных флюидов.

Наиболее информативными в условиях классических коллекторов с подвижным углеводородным флюидом являются параметры насыщения порового пространства коллектора, характеризующие объемное содержание углеводородов в коллекторе, К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п. Они напрямую связаны с ФЕС коллектора.

Подвижность пластовых углеводородных флюидов определяется как отношение проницаемости к динамической вязкости пластового флюида. Углеводородные флюиды по подвижности можно ранжировать в порядке ее убывания в следующей последовательности: газ, газоконденсат, конденсат, легкая нефть с высоким газовым фактором, нефть с низким газовым фактором, вязкая нефть, битумы. Самым подвижным углеводородным флюидом является газ, а наиболее неподвижным флюидом является битум.

Принципиальные возможности для оценки подвижности углеводородных флюидов возникают при совместном анализе вычисленных значений насыщения коллектора углеводородными флюидами по временным замерам и распределения этих значений в радиальном направлении от стенки скважины (колонны).

Так, сопоставление вычисленных параметров насыщения в открытом стволе и на 3-4 сутки после обсадки и цементирования колонны позволяет качественно выделить коллекторы, насыщенные углеводородными флюидами и оценить их подвижность, при этом коллекторы с высокими значениями параметров насыщения по углеводородным флюидам характеризуются высокими значениями ФЕС и высокой степенью подвижности углеводородных флюидов.

В открытом стволе величины вычисленных параметров насыщения имеют заниженные значения из-за недостаточного промежутка времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но нейтронные методы позволяют качественно решать задачу определения ФЕС.

Коллектора с большими приращениями вычисленных значений К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п и К_г, К_н, К_нг, особенно по «дальней зоне» в обсаженной скважине относительно открытого ствола, характеризуют коллекторы с высокой степенью подвижности углеводородного флюида и высокими значениями ФЕС.

Сопоставление вычисленных значений параметров насыщения на втором этапе исследования после обсадки и цементирования обсаженной скважины и через 2-3 месяца после обсадки и цементирования колонны, позволяет надежно выделить коллектора, насыщенные углеводородными флюидами с высокими и средними ФЕС, при этом величины вычисленных параметров насыщения для «дальней» зоны считаются истинными.

Сопоставление вычисленных значений параметров насыщения на третьем этапе исследований в обсаженной скважине через 6-12 месяцев после обсадки и цементирования колонны и через 2-3 месяца после обсадки позволяет более надежно выделить коллекторы, насыщенные углеводородными флюидами со средними и низкими ФЕС, и оценить подвижность углеводородов, при этом величины вычисленных параметров насыщения для «дальней» зоны считаются истинными.

Наиболее актуально проблема оценки подвижности углеводородных флюидов стоит в нефтяных скважинах для выделения коллекторов, содержащих вязкую нефть или битумы, и частично решается известными комплексами ГИС открытого ствола (Кнелер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н., и др. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. Разведочная геофизика: обзор / ВИЭМС. М. 1991), но в результате испытаний на приток не удается его получить из-за высокой вязкости углеводородных флюидов или битумов.

Заявленный способ с помощью временных замеров комплексами разноглубинных нейтронных методов позволяет определить насыщение коллектора углеводородными флюидами и спрогнозировать ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородных флюидов.

Так, по результатам временных замеров в обсаженной скважине с вычислением значений параметров насыщения порового пространства коллектора, характеризующих нефтенасыщенность коллекторов К_н и К_н×К_п и их распределения в радиальном направлении от стенки скважины (колонны), производят оценку ФЕС коллекторов и подвижности углеводородных флюидов по высоким и средним устойчивым значениям нефтенасыщенности К_н и К_н×К_п коллектора.

Газ «плотных коллекторов» выделяется устойчивыми высокими значениями К_г и низкими значениями К_г×К_п по результатам всех временных замеров.

На фиг. 1 кросс-плотов «а», «г», «б», «д», «в», и «е» функции насыщения газонасыщенных коллекторов функции насыщения для условий низкой минерализации пластовых во (прямая 1) аппроксимированы прямой линией, перпендикулярной оси X в декартовых координатах (X-Y), где по оси X назначены функции F(K_п), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).

Функции насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Cl_нп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Cl_вп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl).

На фиг. 2 кросс-плотов «а», «г», «б», «д», «в», и «е» функции насыщения газонасыщенных коллекторов функции насыщения для условий высокой минерализации пластовых вод (прямая 1), аппроксимированы прямой линией, перпендикулярной оси X в декартовых координатах (X-Y), где по оси X назначены функции F(K_п), а по оси Y назначены функции насыщения по хлору F(Cl).

Функцию насыщения нефтенасыщенных коллекторов F(Cl_нп) (кривая 3), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота (X-Y) с минимальными значениями функции хлора F(Cl), а функцию насыщения водонасыщенных коллекторов F(Cl_вп) (кривая 2), вычисляют по результатам аппроксимации квадратичной зависимостью F(Cl)=a⋅F(K_п)²±b⋅F(K_п) точек указанного кросс-плота с максимальными значениями функции хлора F(Cl).

На фиг. 3 дана общая схема геолого-геофизической интерпретации по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, на основе анализа распределения вычисленных значений К_г, К_г×К_п в радиальном направлении для газовых залежей в обсаженной газовой скважине.

Из анализа схемы 3 следует, что вычисленные значения К_г не зависят от пористости коллектора. Нетрадиционные газонасыщенные коллекторы в терригенных сеноманских отложениях характеризуются высокими значениями К_г и низкими значениями К_г×К_п (газ плотных коллекторов). Породы, не содержащие газ (не коллекторы), характеризуются минимальными значениями К_г и К_г×К_п.

На фиг. 4 дана схема интерпретации временных замеров в открытом стволе и после обсадки и цементирования колоны в скважине для выделения и оценки газонасыщенности коллекторов и прогнозу их проницаемости при вариациях пористости коллектора.

Анализ схемы 4 показывает, что газонасыщенные коллекторы с высокой проницаемостью характеризуются максимальным расхождением вычисленных значений К_г и К_г×К_п для открытого ствола и обсаженной скважины, при этом значения К_г и К_г×К_п для обсаженной скважины выше значений для открытого ствола. Эта тенденция сохраняется и с увеличением глубинности исследований.

Нетрадиционные терригенные коллекторы характеризуются высоким и устойчивыми значениями К_г и низкими значениями К_г×К_п, а плотные породы, не содержащие газ (на фигуре отмечен как непроницаемый коллектор), характеризуются минимальными значениями К_г и К_г×К_п.

Из вышесказанного делается вывод.

При строительстве скважин на первом этапе по результатам сопоставления вычисленных параметров насыщения коллекторов в продуктивных отложениях комплексами СНГК + 2ННКнт и СНГК + 2ННКт прогнозируют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, содержащих углеводороды и их подвижность. Вычисленные значения геологических параметров насыщения пластов-коллекторов К_н, К_г, К_нг, К_н×К_п, К_нг×К_п, К_г×К_п на этом этапе будут иметь заниженные значения из-за недостаточного времени для расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

На 2 этапе результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородами коллекторов в открытом стволе с результатами вычислений после обсадки и цементирования колонны позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними ФЕС (результаты определяются по «дальней зоне» коллектора) и уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.

На 3 этапе результаты сопоставления полученных значений насыщения углеводородами коллекторов с результатами вычисленных значений, полученных на предыдущем этапе, позволяют определить истинные значения параметров насыщения коллекторов с высокими и средними и низкими ФЕС (результаты определяются по «дальней зоне» коллектора) и окончательно уточнить подвижность углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора

Таким образом, величина вычисленных значений геологических параметров насыщения и их изменения в радиальном направлении от стенки скважины с последующим их сопоставлением по временным замерам служат основой оценки насыщения коллекторов углеводородами, прогноза ФЕС и степени подвижности углеводородных флюидов в поровом пространстве коллектора.