Способ исследования коллекторов нефти и газа

 

Использование: промысловая геофизика, в частности, исследование методами нейтрон-нейтронного и гидродинамического каротажа для повышения оперативности исследования коллекторов нефти и газа в необсаженных скважинах, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости. Сущность изобретения: производится облучение изучаемой среды импульсным потоком быстрых нейтронов и измерение потоков тепловых и надтепловых нейтронов в форме кривых временного спада после импульсов нейтронов в процессе принудительного расформирования зоны проникновения в локальном герметизированном участке пласта. Для этого осуществляют измерение нестационарных потоков тепловых или надтепловых нейтронов или одновременно тех и других, а также давления в процессе непрерывного или циклического гидродинамического воздействия на пласт путем вызова притока жидкости из пласта без его разгерметизации. 4 ил.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, в частности к методам нейтрон-нейтронного и гидродинамического каротажа коллекторов нефти и газа, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости.

Известен способ определения коллекторских свойств горных пород, основанный на их облучении потоком быстрых нейтронов и измерении потоков тепловых и надтепловых нейтронов. О пористости и насыщенности (нефть, газ, вода) судят по относительному изменению скорости счета тепловых и надтепловых нейтронов. Способ реализуется в виде геофизического зонда, состоящего из источников и детекторов нейтронов, разделенных защитным экраном, и регистрирующего передающего электронного блока [1].

Недостатком способа-аналога является большое влияние на показание зонда зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, что не позволяет достоверно и тем более количественно оценить насыщенность пласта и коэффициент пористости.

Известен также способ исследования водо-нефте-газовых коллекторов, основанный на облучении и режимных измерениях потоков тепловых или надтепловых нейтронов в процессе естественного расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, по изменению которых судят о характере насыщенности и пористости коллекторов. Способ реализуется стандартной аппаратурой нейтрон-нейтронного каротажа с использованием ампульных стационарных источников нейтронов [2] - второй аналог. На основе режимных наблюдений, длящихся несколько месяцев или даже лет, способ-аналог позволяет определять насыщенность, уточнять положение водонефтяных контактов и количественно оценивать коэффициент пористости. Основным недостатком второго аналога являются весьма значительные затраты времени, обусловленные естественным расформированием зон проникновения. Обычно это время составляет от шести месяцев до двух-трех лет. Кроме того, процесс расформирования зон проникновения наблюдается только в обсаженных скважинах, что существенно ограничивает область применения способа.

Наиболее близким по физической сущности и техническому решению является способ исследования коллекторов нефти и газа, заключающийся в измерении нестационарных потоков тепловых нейтронов до и после закачки в пласт жидкости, содержащей элементы, интенсивно поглощающие тепловые нейтроны, например хлор, бор и др. Различная фазовая проницаемость водо- и нефтенасыщенных коллекторов позволяет оценить насыщенность, а по данным измерений до закачки определить коэффициент пористости [3]. Для реализации способа выбранные интервалы скважин облучают импульсным потоком быстрых нейтронов, а измерение потоков тепловых и/или надтепловых нейтронов осуществляют между облучаемыми импульсами нейтронов. Насыщенность пластов и их пористость определяются по кривым временного спада нейтронов в i-х интервалах исследований. Способ реализуется с применением скважинного прибора импульсного нейтронного каротажа, содержащего импульсный генератор нейтронов и один или несколько детекторов нейтронов при частоте облучения импульсами нейтронов, равной ≈ 20 Гц, временной интервал исследований составляет 50 мс, а при f = 400 Гц - 2500 мкс. Этого вполне достаточно для определения времени жизни тепловых нейтронов в пластах и оценки по данным ИНК характера их наполнения (нефть, газ, пластовая вода).

Недостатком способа является его трудоемкость, обусловленная необходимостью режимных исследований, до и после закачки меченого вещества. Кроме того, при наличии интенсивных зон проникновения фильтрата бурового раствора способ оказывается неэффективным вследствие резкого снижения контрастности по минерализации и соответственно времени жизни тепловых нейтронов.

Предлагаемое изобретение повышает оперативность исследования коллекторов нефти и газа в необсаженных скважинах, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) (проницаемость, пористость, продуктивность) пласта-коллектора. Для решения этой задачи выбранный участок пласта облучают импульсным потоком быстрых нейтронов и измеряют потоки тепловых и/или надтепловых нейтронов между облучаемыми импульсами нейтронов и по кривым временного спада потока нейтронов судят о пористости и насыщенности пласта. Причем в каждом выбранном участке пласта дополнительно измеряют гидростатическое давление в скважине и пласте, по изменению величины последнего во времени судят о проницаемости, при этом все измерения проводят в процессе расформирования зоны проникновения промывочной жидкости при непрерывном или цикличном гидродинамическом воздействии на пласт путем вызова притока жидкости из пласта без его разгерметизации. Для определения профиля изменения насыщенности и ФЕС объекта (пласта) по толщине поточечное измерение производится с шагом, равным размеру (диаметру) зоны возмущения.

Реализация предлагаемого способа заключается в комплексировании опробователя пластов или аппаратуры гидродинамического каротажа с геофизическим зондом, содержащим импульсный источник и детектор нейтронов. Геофизической зонд, т.е. импульсный источник нейтронов, и детектор размещаются рядом с герметизирующим башмаком опробователя симметрично отверстию стока, что дает возможность для импульсного облучения и регистрации нестационарного потока тепловых нейтронов в функции времени непосредственно в зоне гидродинамического возмущения, сопровождающегося фильтрацией флюида, расформированием зоны проникновения, "подтягиванием" истинно-пластового флюида к стоку герметизирующего башмака, т.е. последовательной сменой фаз "глинистая корка - фильтрат-нефть". Для повышения эффективности измерений расстояние между импульсным источником нейтронов и детектором устанавливается исходя из размеров депрессионной воронки, образующейся при внесении гидродинамического возмущения. Как правило, в изотропном пласте диаметр депрессионной воронки составляет 30-50 см. Внешняя поверхность скважинного прибора в интервале геофизического зонда окружена материалом, интенсивно поглощающим тепловые или надтепловые нейтроны, например бористой сталью.

Физической сущностью предлагаемого способа является высокая чувствительность импульсного нейтрон-нейтронного метода к наличию хлористых солей и водорода в жидкости, насыщающих поровое пространство, и его реакция на различную концентрацию NaCl в фильтрате промывочной жидкости, пластовой воде, нефти и газе последовательно, но необязательно в этом порядке сменяющих друг друга при расформировании зоны проникновения. Глубина зон проникновения промывочной жидкости может изменяться в широком диапазоне - от нескольких сантиметров до десятка метров и зависит от многих факторов: пористости, проницаемости, свойств пластовых флюидов и самой промывочной жидкости, а также от репрессии на пласт, т.е. от разности давления в скважине и в пласте. Заметим, что при проникновении промывочной жидкости в пласт в его прискважинной части образуется так называемая зона кольматации, состоящая из глинистых частиц, отфильтровавшихся в поровых каналах, и таким образом являющаяся еще одним фазовым компонентом зоны проникновения. Минимизация влияния глинистой корки и зоны кольматации достигается созданием в герметизированном участке области пониженного (до атмосферного) давления, что приводит к срыву глинистой корки и выносу глинистых частиц из кольматированной зоны в пробоприемник скважинного прибора.

Поскольку минерализация промывочной жидкости может быть выше или ниже минерализации пластового флюида, регистрируемые параметры (скорости счета во временных интервалах, их отношения и декремент затухания поля тепловых нейтронов) при расформировании изменяются различным образом. В случаях, когда минерализация промывочной жидкости C_пр меньше минерализации пластового флюида C_пл, водоносные пласты будут отмечаться наиболее высокими градиентами изменения скоростей счета во временных интервалах и декрементом затухания. Нефтеносные пласты характеризуются градиентами изменения скорости счета и декрементами затухания потока тепловых нейтронов значительно меньшими (на 50-80%). При такой разнице в градиентах представляется возможным определять как характер насыщения, так и количественно оценивать коэффициенты водо- и нефтенасыщения.

Когда минерализация промывочной жидкости выше минерализации пластового флюида, исследование сопровождается увеличением скорости счета и уменьшением декремента затухания тепловых нейтронов по мере непрерывного или циклического гидродинамического возмущения (отбора проб), "подтягивания" к отверстию стока истинного слабоминерализованного флюида. В газоносных коллекторах по мере расформирования зоны проникновения уменьшается концентрация ядер водорода, что отмечается многократным увеличением скорости счета и уменьшением декремента затухания тепловых нейтронов и стабилизацией скорости при заполнении всего порового пространства призабойной зоны свободным газом.

Типичные зависимости декрементов затухания (λ) и скоростей счета тепловых нейтронов (N) при разной начальной времени задержки t во временном окне t = 100 мкс от мощности зоны проникновения фильтрата бурового раствора приведены на фиг. 1 и фиг. 2.

На фиг. 1 показана ситуация, при которой минерализация пластового флюида C_пл меньше минерализации промывочной жидкости С_пр для декремента и скорости счета N(t) тепловых нейтронов (случай нефтенасыщенного пласта).

На фиг. 2 показана обратная ситуация, при которой минерализация пластового флюида больше минерализации промывочной жидкости: С_пл > С_пр (случай водонасыщенного пласта).

Для всех случаев характерным является резко выраженное изменение потоков и декрементов затухания тепловых нейтронов, вызванные расформированием зоны проникновения под действием циклических гидродинамических возмущений (отбора проб). График изменения декремента и нестационарного потока тепловых нейтронов в газоносном пласте, осложненном зоной проникновения, подобен случаю, представленному на фиг. 1. Отличие газоносного пласта состоит в существенно меньших значениях декремента и значительно больших абсолютных скоростях счета вследствие значительно большого времени жизни тепловых нейтронов в газонасыщенном пласте (600-800 мкс). Механизм гидродинамических воздействий показан на фиг. 3, где P_скв - гидростатическое давление в стволе скважины; P_н1, P_нi - начальные давления в пробоприемнике опробователя соответственно в 1-м и i-м циклах опробования; давления в конце отбора в 1-м и i-м циклах; P_пл - пластовое давление; t - продолжительность притока в пробоприемник в 1-м цикле.

На фиг. 4 приведена схема устройства, реализующего способ. В корпусе 1 скважинного комплексного прибора размещен электропривод 2, герметизирующий башмак 3, датчик 4 давления, чувствительный элемент которого выходит в полость стока герметизирующего башмака, управляемый клапан 5, сообщающий полость стока с пробоприемником 6. На корпусе расположен прижимной рычаг 7, а в окрестности герметизирующего башмака размещены симметрично относительно отверстия стока импульсный источник 8 нейтронов и детектор 9 нейтронов. Поверхность корпуса в интервале геофизического зонда защищена экраном 10 из бористой стали. Регистрирующе-передающий электронный блок 11 соединен посредством кабеля 12 и наземным комплексом 13.

Принцип действия устройства, реализующего способ, заключается в следующем.

Прибор 1 опускается на интервал исследования. Производится регистрация в стволе скважины: гидростатического давления P_скв - датчиком 4, временного спада потока тепловых нейтронов - геофизическим зондом 8-9. Включается электропривод 2, прижимной рычаг 7 прижимает прибор герметизирующим башмаком 3 к стенке скважины, открывается клапан 5, сообщая изолированный участок пласта с пробоприемником 6. Под действием перепада давления между гидростатическим P_скв и начальным P_н в пробоприемнике срывается глинистая корка, образуются дренажные каналы в прискважинной части пласта, происходит приток пластового флюида. При этом измеряется и регистрируется давление и кривые спада потока тепловых нейтронов. Через промежуток времени t клапан 5 закрывается, давление в полости герметизирующего башмака восстанавливается до значения P_ко (или P_пл). Цикл завершен.

Затем клапан 5 опять открывается и процесс притока и регистрации повторяется до тех пор, пока не наступает стабилизация показаний геофизического зонда, что свидетельствует о подошедшем к полости стока истинном пластовом флюиде. Исследование данного участка заканчивается операцией по уборке прижимного рычага, восстановлением давления в полости стока до P_скв. Прибор готов к перемещению на следующий участок объекта и повторению операции. Весь процесс регистрируется и передается на поверхность через электронный передающе-регистрирующий блок 11 и кабель 12, где информация обрабатывается и регистрируется в цифровой и аналоговой форме наземным комплексом 13, включающим и пульт управления работой опробователя, что позволяет проводить весь процесс исследования в диалоговом режиме. В качестве скважинного прибора гидродинамического каротажа и опробования пластов может быть использована аппаратура ОИПК-1 или АГИП. Измерение нестационарного потока тепловых нейтронов может осуществляться, например, гелиевыми счетчиками типа СНМ-17, 18, 56.

В качестве импульсного источника быстрых нейтронов используется скважинный генератор на 14 мэВ на нейтронной трубке НТ-19 или НТ-16, имеющих диаметр 36-42 мм. Излучатель размещен заподлицо в теле опробователя пластов, располагаясь со стороны исследуемой поверхности скважины. Частота работы генератора составляет 10-20 Гц при выходе нейтронов в импульсе порядка 10⁶ н/с. Электронная схема прибора обеспечивает регистрацию временного спада потоков тепловых нейтронов с шагом квантования 20-80 мкс с момента излучения каждого импульса. За каждый цикл гидродинамического воздействия регистрируется одна суммарная кривая спада потока тепловых нейтронов. Поскольку длительность каждого цикла гидродинамического воздействия составляет 0,5-5 мин, обеспечивается высокая скорость счета по каждому 10-му временному каналу и соответственно высокая статистическая достоверность измерений, определяемая числом зарегистрированных нейтронов в 1-м окне.

В качестве аналитических параметров для оценки характера насыщения пласта могут быть использованы декременты затухания, скорости счета тепловых нейтронов в заданных временных интервалах измерений или их отношения при разных временных задержках. Наиболее достоверные данные о характере насыщения могут быть получены на основе количественного определения декрементов затухания или времени жизни тепловых нейтронов. Это связано с тем, что эти параметры являются физическими характеристиками объектов исследований коллекторов, а следовательно, непосредственно характеризуют состояние изучаемых объектов, тогда как скорости счета или их отношения лишь свидетельствуют об относительном изменении исследуемого параметра объекта. Тем не менее при широкомасштабных работах на изученных месторождениях нередко предпочтительней регистрация данных в форме скоростей счета в заданных временных интервалах, поскольку это упрощает обработку данных и позволяет быстро получить ответ о характере насыщения (нефть, вода, газ), определить границу раздела вода-нефть, нефть-газ или вода-газ.

Регистрацию скоростей счета при реализации предлагаемого способа в процессе гидродинамического воздействия в этом случае целесообразно осуществлять в оптимальных временных интервалах, которые обеспечивают наиболее надежное разделение коллекторов по насыщению. Особенно это достигается при задержке, равной 2-3 временам жизни тепловых нейтронов в соответствующих средах. Значения последних для фильтрата бурового раствора составляет 50-210 мкс, водонасыщенного пласта - 200-300 мкс, нефтенасыщенного пласта - 230-350 мкс и газонасыщенного коллектора - 350-800 мкс. Конкретные значения временных задержек и ширина временных окон определяются для каждого месторождения, исходя из литологического состава пород и минерализации пластового и скважинного флюида, а также возможностей измерительной аппаратуры (длительности измерений, мощности импульсного генератора нейтронов и др.).

По результатам измерения кривых спада потоков тепловых нейтронов по данным ИННК, кроме того, определяется коэффициент пористости пласта (К_п) по зависимости К_п=f(N_i/N_эт), характеризующего емкостные свойства, где N_i и N_эт - интегральные асимптотические скорости счета тепловых нейтронов в 1-й и эталонной среде.

где N_oi - начальные скорости счета тепловых нейтронов, определенные по асимптотической области кривых спада N₁=f(t).

По-существу, параметр является аналогом нормированной скорости счета, широко используемой в стационарном однозондовом ННК для определения пористости пластов, насыщенных водой. Для точного определения К_п градуировочные зависимости целесообразно получать раздельно для пластов с различным насыщением. В этом случае отсчеты N_oi берутся для конечного цикла гидродинамического воздействия при полностью расформированной зоне фильтрата бурового раствора.

Помимо регистрации "скорости счета и декремента затухания тепловых нейтронов", в процессе притока пластового флюида в циклическом режиме регистрируется также зависимость "давление-время". Это позволяет применить известные законы фильтрации, например закон Дарси для определения коэффициента проницаемости, предпочтительно на последнем цикле отбора "чистого" пластового флюида где V_i -нормированный объем, в который поступает пластовый флюид; μ - коэффициент динамической вязкости пластового флюида; A - геометрический коэффициент стока; t_i -продолжительность притока пластового флюида в i-м цикле;
P_пл, P_н - давления в пласте и при притоке флюида в i-м цикле.

Таким образом, способ и устройство для его реализации обеспечивают достижение поставленной цели, а именно:
- оперативность исследования достигается за счет комплексирования прибора гидродинамического каротажа с геофизическим зондом импульсного ННК-Т, позволяющего путем циклического возмущения участка пласта без его разгерметизации, отбора небольших (до 1 л) проб флюида расформировать зону проникновения и без подъема прибора на поверхность исследовать весь объект (пласт) с шагом, достаточным для получения исчерпывающей информации как в локальных участках, так и по объему в целом;
- достоверность и точность достигаются путем сравнительной оценки свойств насыщающего пласт флюида в начале и конце, т.е. в динамике расформирования зоны проникновения. То же можно отнести и к определению фильтрационно-емкостных свойств пористой среды и флюида, т.к. оценивается фазовая составляющая проницаемости и эффективная пористость. При этом следует впервые отметить тесноту корреляционной связи между пористостью и проницаемостью, в то время как при традиционных методах исследования, порознь друг от друга, эти связи носят, как правило, стахостический характер.

Экономический эффект достигается за счет резкого сокращения времени и трудоемкости исследований не только с точки зрения комплексирования методов и средств, но и за счет эффективности технологии расформирования зоны проникновения.

Формула изобретения

Способ исследования коллекторов нефти и газа в необсаженных скважинах, осложненных зонами проникновения промывочной жидкости, заключающийся в том, что выбранный участок пласта облучают импульсным потоком быстрых нейтронов, измеряют потоки тепловых и/или надтепловых нейтронов в промежутках между облучаемыми импульсами нейтронов и по кривым временного спада потока нейтронов судят о пористости и насыщенности в пласте, отличающийся тем, что дополнительно измеряют гидростатическое давление в скважине и давление в пласте, по изменению величины последнего во времени судят о проницаемости, при этом все измерения проводят в процессе расформирования зоны проникновения промывочной жидкости при непрерывном или циклическом гидродинамическом воздействии на пласт путем вызова притока жидкости из пласта без его разгерметизации.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4