Способ выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе

 

Использование: для геофизических исследований продуктивных коллекторов скважин в нефтяной промышленности. Сущность изобретения: Способ выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе содержит определение фонового значения естественного гамма-излучения горных пород продуктивного коллектора ствола скважины прибором гамма-каротажа, заполнение интервала продуктивного коллектора активированной радоном индикаторной жидкостью, соленость которой в 2-3 раза выше, чем у бурового раствора, но одинаковой с ним плотности. Производят возвратно-поступательные движения колонны труб в среде активированной радоном индикаторной жидкости ствола скважины. Повторно проводят гамма-каротаж в интервале продуктивного коллектора ствола скважины. Промывают последний от индикаторной жидкости промывочной жидкостью в объеме от 3 до 5 объемов продуктивного коллектора ствола скважины. Проводят контрольный гамма-каротаж и выполняют электро-каротаж зондами разных размеров. Устанавливают глубину проникновения активированной радоном индикаторной жидкости во флюидосодержащие пласты продуктивного коллектора и определяют степень изменения показателей гамма-активности в них во времени, по которым судят о наличии пластов, насыщенных водой и нефтью.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к геофизическим методам исследования продуктивных коллекторов в разрезе обсаженных и необсаженных скважин и предназначается к использованию в первую очередь для выделения в карбонатных коллекторах водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также может быть использовано для выделения таких пластов в коллекторах других типов независимо от структуры их порового пространства.

Согласно изобретению по авт. свид. СССР N 210273 "Способ изучения разреза бурящихся скважин", кл. G 01 V 05/00 заявлено 08.II.63, заявка N 818219/26-25, опубликовано 06. II. 67, БИ N 6, дата опубликования описания 3.04.68 (который принимаем за аналог) уже известен способ выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе. В известном по аналогу способе в интервал продуктивного коллектора через ствол бурящейся скважины производят продавку индикаторной жидкости буровую раствора, активированной радиоактивным газом, например, радоном, растворимость которого в нефти во много раз (в 40-50) превышает растворимость в воде, после чего в скважине производят обычный гамма-каротаж и по максимальным значениям интенсивности гамма-излучений выделяют нефтенасыщенные пласты.

Однако способ по аналогу не обеспечивает достаточной точности выявления водо- и нефтенасыщенных пластов в продуктивном коллекторе, так как полученные при проведении гамма-каротажа результаты неоднозначны, поскольку на их результирующую гамма-активность влияет пористость пласта и структура порогового пространства. Повышение точности за счет увеличения объема продавливаемой в пласты индикаторной жидкости не во всех случаях эффективно, а в условиях бурящейся скважины это часто приводит еще и к осложнениям.

Наиболее близким (прототипом) к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков из средств того же назначения является изобретение по авт. свид. СССР N 1721223 "Способ выявления нефтегазоносных и водоносных пластов и устройство для его осуществления", кл. E 21 B 47/00, заявка N 4758359/03 от 11.10.89, опубл. 23.03.92. Бюл. N 11.

В способе по прототипу через ствол скважины осуществляют продавку во флюидосодержащие пласты продуктивного коллектора активированной радоном индикаторной жидкости, затем производят промывку ствола скважины от индикаторной жидкости, после чего проводят в интервале продуктивного коллектора гамма-каротаж.

В способе по прототипу выявление водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе производят как и в способе по аналогу по значениям интенсивности гамма-излучений флюидосодержащих пластов.

Однако известный по прототипу способ выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе также не обеспечивает необходимой точности выявления пластов, насыщенных водой и насыщенных нефтью, особенно в сложнопостроенны, в частности, карбонатных отложениях. Так для карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов способ по прототипу более, чем в 50% скважин показал пласты нефтенасыщенными, в то время как фактически скважины стали давать только воду или нефть с водой.

Увеличение объема продавливаемой в пласты индикаторной жидкости для повышения точности выявления: какой из пластов содержит воду, а какой нефть так же, как и в способе по аналогу, не всегда эффективно и опасно осложнениями в бурящихся скважинах, т.е. нетехнологично.

Целью заявляемого изобретения является достижение нового технического результата, а именно повышение точности выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе, особенно в сложнопостроенных, в частности, карбонатных коллекторах, а также в коллекторах других типов независимо от структуры их порогового пространства в разрезе обсаженных и бурящихся скважин.

Дополнительной целью изобретения является повышение технологичности способа и его простота.

Поставленная цель достигается тем, что в известный способ выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе, включающий продавку через ствол скважины во флюидосодержащие пласты продуктивного коллектора активированной радоном индикаторной жидкости, промывку ствола скважины от индикаторной жидкости и проведение гамма-каротажа, нами дополнительно введены в способ четыре новые операции, а также предложен иной порядок выполнения операций во времени и условиях их осуществления, а именно: первоначально в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора проводят гамма-каротаж и определяют фоновое значение естественного гамма-излучения горных пород исследуемого интервала, после чего ствол скважины в исследуемом интервале через колонну труб заполняют активированной радоном индикаторной жидкостью с контрастной в два-три раза, чем у бурового раствора соленостью, но одинаковой с ним плотностью, в среде активированной радоном индикаторной жидкости в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора производят возвратно-поступательные движения колонны труб, после продавки активированной радоном индикаторной жидкости во флюидосодержащие пласты исследуемого интервала в нем повторно проводят гамма-каротаж, затем проводят промывку от индикаторной жидкости ствола скважины промывочной жидкостью в объеме от трех до пяти объемов исследуемого интервала скважины, после чего в исследуемом интервале скважины проводят контрольный гамма-каротаж и выполняют электро-каротаж экранированными зондами разных размеров, а о наличии водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов в продуктивном коллекторе судят по величине проникновения активированной радоном индикаторной жидкости вглубь порового пространства флюидосодержащих пластов и по степени изменения показателей гамма-активности в них во времени, а именно в период окончания продавки в такие пласты активированной радоном индикаторной жидкости и во время после завершения промывки от нее ствола скважины.

Из общедоступных источников патентной и научно-технической информации нам не известны способы выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе с предложенной нами совокупностью существенных признаков. Поэтому, по нашему мнению, заявляемый способ соответствует критерию "новизна".

Совокупность существенных признаков заявляемого нами способа, в который нами внедрены четыре новые операции, предложен иной порядок и условия их осуществления, позволяют получить при реализации заявляемого способа новый технический результат, который подтвержден при опытной проверке заявляемого способа в промысловых условиях и обусловлен, по нашему мнению, следующим.

Благодаря тому, что нами предложено использовать активированную радоном индикаторную жидкость с новыми свойствами, чем в известном по прототипу способе, а именно чтобы ее соленость была в два-три раза выше, чем в бурового раствора, но имела бы с ним одинаковую плотность, то как подтвердили наши исследования, активированная радоном индикаторная жидкость с такими свойствами обладает способностью при ее продавке лучше проникать в поровое пространство флюидосодержащих пластов (в том числе и на значительно большое расстояние) и лучше сохранять при этом в себе концентрацию радона, что, в совокупности со свойствами радона по разному растворяться в воде, газе и нефти, позволяет при проведении гамма-каротажа получить более точные показания фактической насыщенности флюидосодержащих пластов водой или нефтью.

Благодаря введению нами в способ новой операции производить возвратно-поступательные движения колонны труб в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора в среде активированной радоном индикаторной жидкости обеспечивается, во-первых, равномерное во всем объеме индикаторной жидкости распределение радона непосредственно перед продавкой такой жидкости в пласт. Во-вторых, при возвратно-поступательных движениях колонны труб следствии аналогичных движений увлекаемой колонной труб жидкости происходит еще и очистка пор горных пород в исследуемом интервале ствола скважины. Это способствует лучшему проникновению индикаторной жидкости в целом, в том числе и во все открывшиеся вновь при этом поры горных пород независимо от характера их насыщенности пластовыми флюидами. В-третьих, возвратно-поступательные движения колонны труб обеспечивают задавку активированной радоном индикаторной жидкости из ствола скважины во флюидосодержащие пласты продуктивного коллектора благодаря тому, что в кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и наружной поверхностью колонны труб при ее возвратно-поступательных движениях создается гидродинамическое нагружение большой величины находящейся в стволе скважины индикаторной жидкости.

Предложенные нами условия проведения операции промывки ствола скважины от индикаторной жидкости, которыми мы устанавливаем объем используемой для промывки жидкости в пределах от трех до пяти объемов исследуемого интервала скважины, обеспечивают с одной стороны качественную промывку ствола скважины в исследуемом интервале, а с другой стороны не доводят стенки ствола скважины до осыпания и обвалов, обеспечивая тем самым повышение технологичности предлагаемого способа.

А благодаря тому, что нами предложено проводить гамма-каротаж вскрытого скважиной продуктивного коллектора в процессе реализации заявляемого способа трижды, а именно: мы предложили в стволе скважины в самом начале реализации заявляемого способа провести гамма-каротаж и определить фоновое значение естественного гамма-излучения горных пород исследуемого интервала (первый раз), затем нами предложено повторно провести гамма-каротаж сразу же после продавки индикаторной жидкости в исследуемый интервал (второй раз), в сочетании с проведением контрольного гамма-каротажа после промывки ствола скважины от индикаторной жидкости (третий раз), по сравнению с тем, что в способе по прототипу гамма-каротаж проводят всего лишь один раз (после промывки ствола скважины от индикаторной жидкости), вместе с тем, что после проведения контрольного гамма-каротажа мы предложили выполнять еще и электро-каротаж экранированными зондами разных размеров, то, в совокупности с указанными выше новыми операциями при предложенном нами порядке и условиях их осуществления, это позволяет получить при проведении гамма-каротажей и электро-каротаже достоверные данные о глубине проникновения активированной радоном индикаторной жидкости и о степени изменения во времени показателей гамма-активности во флюидосодержащих пластах, имея ввиду период окончания продавки в такие пласты активированной радоном индикаторной жидкости и период после завершения промывки от нее ствола скважины, что дает возможность с высокой степенью точности судить о насыщенности пластов водой и нефтью.

Поскольку для реализации заявляемого способа используются известные штатные приборы, а проведение предложенных операций не сложней, чем при реализации известных способов, то это обеспечивает заявляемому способу простоту его практического использования и технологичность.

Таким образом, отличительные признаки заявляемого технического решения в совокупности с известными признаками обеспечивают при осуществлении предлагаемого нами способа получение нового технического результата, отраженного в цели изобретения, исходя из чего можно сделать вывод, что заявляемый способ отвечает критерию "изобретательский уровень".

Для реализации заявляемого способа в промысловых условиях осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности: в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора проводят гамма-каротаж и определяют фоновое значение естественного гамма-излучения горных пород исследуемого интервала; ствол скважины в исследуемом интервале через колонну труб заполняют активированной радоном индикаторной жидкостью с контрастной в два-три раза, чем у бурового раствора соленостью, но одинаковой с ним плотностью; в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора производят возвратно-поступательные движения колонны труб, чем производят продавку активированной радоном индикаторной жидкости из ствола скважины во флюидосодержащие пласты исследуемого интервала; в стволе скважины в исследуемом интервале повторно проводят гамма-каротаж; производят промывку ствола скважины от индикаторной жидкости промывочной жидкостью в объеме от трех до пяти объемов исследуемого интервала скважины; в стволе скважины в исследуемом интервале проводят контрольный гамма-каротаж и выполняют электро-каротаж экранированными зондами разных размеров; устанавливают величину проникновения активированной радоном индикаторной жидкости вглубь порового пространства флюидосодержащих пластов и определяют степень изменения показателей гамма-активности в них во времени, по которым судят о наличии во флюидосодержащих пластах воды и нефти.

Пример реализации заявляемого способа в промысловых условиях.

В ствол скважины в интервал продуктивного коллектора на кабеле опускают прибор гамма-каротажа (ГК) и записывают им фоновое значение гамма-излученния горных пород исследуемого интервала.

На поверхности скважины в отдельной емкости, например, в мернике цементировочного агрегата ЦА-320, готовят индикаторную жидкость, где увеличивают ее соленость в два-три раза по сравнению с соленостью бурового раствора, но выдерживают одинаковую с ним плотность, и активируют ее радоном. Объем такой индикаторной жидкости определяют с учетом среднего значения пористости исследуемого интервала. В качестве основы индикаторной жидкости может быть использована вода, буровой раствор или т.п.

Затем по колонне труб, например, бурильных (если скважина находится в бурении) или по колонне насоснокомпрессорных труб (если скважина обсажена) исследуемый интервал ствола скважины при ее открытом устье заполняют подготовленной на поверхности скважины активированной радоном индикаторной жидкостью.

Затем производят неоднократные возвратно-поступательные движения колонны труб в интервале продуктивного коллектора, заполненного индикаторной жидкостью. Если в результате возвратно-поступательных движений колонны труб установленный для продавки объем индикаторной жидкости не весь проник во флюидосодержащие пласты исследуемого коллектора, то при закрытом затрубье скважины оставшийся объем индикаторной жидкости продавливают во флюидосодержащие пласты с помощью насоса, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320.

После продавки активированной радоном индикаторной жидкости во флюидосодеоржащие пласты продуктивного коллектора в нем повторно проводят гамма-каротаж.

После чего при открытом затрубье производят промывку ствола скважины от остатков индикаторной жидкости. При этом объем промывочной жидкости используют в пределах от трех до пяти объемов исследуемого интервала скважины.

После промывки ствола скважины от индикаторной жидкости в исследуемом интервале скважины производят контрольный гамма-каротаж и выполняют электро-каротаж экранированными зондами разных размеров.

Полученные при всех гамма-каротаж и электро-каротажа данные анализируют. Устанавливают при этом величину проникновения активированной радоном индикаторной жидкости вглубь порового пространства флюидосодержащих пластов и определяют степень изменения показателей гамма-активности в них во времени, принимая во внимание на фоне значений естественного гамма-излучения горных пород показания гамма-излучения в период окончания продавки в такие пласты активированной радоном индикаторной жидкости и показания гамма-излучения в тех же пластах после завершения промывки ствола скважины от такой индикаторной жидкости. При этом о наличии водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов в продуктивном коллекторе судят по величине проникновения активированной радоном индикаторной жидкости вглубь порового пространства флюидосодержащих пластов и по степени изменения показателей гамма-активности в них во времени.

Предлагаемый способ опробован на шести скважинах, вскрывших продуктивные коллекторы в карбонатных отложениях, при этом две скважины находились в бурении, четыре скважины были с обсадными колоннами. При подсчете запасов нефти и при составлении технологических схем разработки на этих скважинах по известному по прототипу способу продуктивные коллекторы оценивались как массивные нефтяные, в то время как по предлагаемому способу было установлено, что залежи чередуются прослоями нефте- и водонасыщенных разностей во всех скважинах, меняя мощность нефтенасыщенных пластов от 20 до 48%

Формула изобретения

Способ выявления водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов во вскрытом скважиной продуктивном коллекторе, включающий продавку через ствол скважины во флюидосодержащие пласты продуктивного коллектора активированной радоном индикаторной жидкости и проведение гамма каротажа, отличающийся тем, что первоначально в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора проводят гамма-каротаж и определяют фоновое значение естественного гамма-излучения горных пород исследуемого интервала, после чего ствол скважины в исследуемом интервале через колонну труб заполняют активированной радоном индикаторной жидкостью с контрастной в два-три раза, чем у бурового раствора, соленостью, но одинаковой с ним плотностью, в среде активированной радоном индикаторной жидкости в стволе скважины в интервале продуктивного коллектора производят возвратно-поступательные движения колонны труб, после продавки активированной радоном индикаторной жидкости во флюидосодержащие пласты исследуемого интервала в нем повторно проводят гамма-каротаж, затем проводят промывку от индикаторной жидкости ствола скважины промывочной жидкостью в объеме от 3 5 объемов исследуемого интервала скважины, после чего в исследуемом интервале скважины проводят контрольный гамма-каротаж и выполняют электрокаротаж экранированными зондами разных размеров, а о наличии водо- и нефтенасыщенных пластов в продуктивном коллекторе судят по величине проникновения активированной радоном индикаторной жидкости в глубь порового пространства флюидосодержащих пластов и по степени изменения показателей гамма-активности в них во времени, а именно в период окончания продавки в такие пласты активированной радоном индикаторной жидкости и после завершения промывки от нее ствола скважины.