Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?вленной трещинами.
Рмс. 1.2. Выделение проницаемых интервалов по ИМР в евлановско-ливенских отложениях (скв. 6-Платовская Памятно-Сасовского месторождения)
Рис. 1.3. Выделение коллекторов по ИМР в карбонатных отложениях с низкими емкостными свойствами (скв. 13 Демьяновского месторождения)
Рис. 1.4. Характеристика покровных опиожений по ИМР (скв. 7-Памятная)
Пример оценки по данным ИМР экранирующих свойств покрышек приведен на рис. 1.4. На первом этапе разведки Памятно-Сасовского месторождения предполагали, что покрышкой нефтяной залежи в евлановско-ливенских отложениях является преимущественно глинистая уметовско-линевская толща. Однако исследования ИМР показали, что эта толща не может быть экраном нефтяной залежи. Истинной покрышкой (флюидоупором) для этой залежи является подошвенная часть задонского горизонта, в которой не выявлено признаков проникновения индикаторной жидкости (ИЖ). Проницаемость пород покрышки не превышает 10-3 мД, поскольку при изучении пород с проницаемостью менее 10-3 мД концентрация радона в ИЖ 10-5 Кг/л, обычно используемая при ИМР, уже не обеспечивает значимого приращения интенсивности гамма-излучения.
.2.6 Повторные измерения НК при задавливании в пласты жидкости, содержащей вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, - методика "НК-активация-НК"
По своему назначению, технологии проведения исследований и способу выделения коллекторов методика НК-активация-НК аналогична вышеописанной. На практике она применяется довольно редко. Положительный опыт использования методики накоплен при выделении сложнопостроенных коллекторов в карбонатных отложениях Пермской области.
В качестве веществ с аномальными нейтронопоглощающими свойствами применяют воднорастворимые соединения (соли) бора или кадмия. По данным работы для качественного выделения проницаемых зон с эффективной пористостью 1% требуются растворы с концентрацией бора 4 г/л при Кп = 2% и 15 г/л при Кп = 20%. Соответствующие концентрации кадмия должны быть в 3 раза выше. При большей величине Кп,эф требуемые концентрации уменьшают обратно пропорционально величине Кп,эф.
Описанные способы повторных измерений РК (ГК и НК) с применением активаторов весьма эффективны для выделения коллекторов любого типа.
.2.7 Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе
Промышленное применение получили ПЖ на нефтяной основе двух типов - безводные (известково- битумные - ИБР) и водоуглеводородные инвертные (обращенные) эмульсии - ВИЭР. Содержание воды в безводных жидкостях не превышает 2 - 5%, а в инвертных эмульсионных может достигать 60%. Даже при высоком содержании воды жидкости всех типов на нефтяной основе имеют низкую (часто нулевую) водоотдачу, обладают высокой условной вязкостью (до ISO секунд и более), высоким (практически бесконечным) удельным электрическим сопротивлением и достаточно свободно отдают фильтрат в пористо-проницаемые пласты. Фильтратом обычно является неполярная углеводородная жидкость; в отдельных случаях наблюдается также внедрение в породу неразрушенной водонасыщенной эмульсии.
Исследования в скважинах, пробуренных на ПЖ с нефтяной основой, и интерпретация полученных материалов имеют некоторые отличия от исследований (и интерпретации материалов) в скважинах, бурящихся на обычных ПЖ. В практике бурения наметились два подхода к проведению геофизических исследований в скважинах, бурящихся на жидкости с нефтяной основой: первый, когда исследования выполняются только на этой жидкости, и второй, когда ГИС проводят дважды - при заполнении скважины жидкостью с нефтяной основой и после ее замены (иногда с расширением ствола скважины) на обычную ПЖ с водной основой.
Основное отличие комплекса ГИС для скважин с электронепроводящей ПЖ - существенное ограничение методов ЭК. В таких скважинах выполняют только ЭМК (ИК, ДК). В остальном комплексы ГИС включают те же методы и их модификации, что и комплексы ГИС для скважин с ПЖ на водной основе.
Выделение коллекторов по данным ГИС, выполненных в скважинах с ПЖ на нефтяной основе, затруднено из-за отсутствия прямых качественных признаков. Их уверенное выделение возможно при проведении ГИС последовательно на ПЖ с нефтяной и водной основой, что является своеобразной модификацией методики двух ПЖ.
При вскрытии разрезов на ПЖ с нефтяной основой, особенно при вскрытии на ИБР, против коллекторов образуется очень тонкая непроницаемая битумная корка, которая препятствует образованию глубоких зон проникновения. Нефть и газ, присутствующие в прискважинной зоне продуктивных пластов, оказывают существенное влияние на показания ИК. ДК. НК, ИННК, ГГКП и АК по затуханию; меньшим изменениям подвержены показания АК по скорости. После замены
ИБР и заполнения скважины промывочной жидкостью на водной основе и при снятии битумной корки при проработке или расширении ствола скважины в проницаемые породы проникает водный фильтрат промывочной жидкости. В газонасыщенных коллекторах проникновение должно проявить себя изменениями показаний большинства перечисленных видов каротажа, в нефтенасыщенных - части из них (ИК, ДК, ИННК).
Как и в обычной методике двух ПЖ, коллекторы выделяют по расхождениям кривых, записанных при ПЖ с разной основой. Успешному решению задачи выделения коллекторов способствует также возможность выполнения разноглубинных видов ЭК после замены ПЖ электронепроводящей с нефтяной