«АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ...»

Контроль параметров измерительного и генерирующего тракта скважинного прибора аналогичен операциям, описанным в 4.3.2 и 4.3.3 настоящей работы. Настройка положения энергетической шкалы спектрометрического тракта осуществляется по пикам полного поглощения в спектрах ГИРЗ ядрами водорода (2,23 МэВ) и железа (7,63 и 7,65 МэВ). Для аппаратуры АИМС-С, регистрирующей 256 (512)-канальные энергетические спектры, для обеспечения качественной регистрации спектров ГИНР и ГИРЗ ширина энергетического канала должна находиться в диапазоне 40±1 кэВ, (17±1 кэВ) что соответствует положению пика полного поглощения в спектрах ГИРЗ ядрами водорода в (108114) каналах. Контроль интегральной линейности энергетической шкалы осуществляется в спектрах ГИНР по пикам полного поглощения ГИНР на ядрах углерода (4,43 МэВ) и кислорода (6,13 МэВ) и в спектрах ГИРЗ по пикам полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода (2,23 МэВ) и железа (7,63 и 7,65 МэВ).

В диапазоне от 2,23 МэВ до 7,65 МэВ интегральная нелинейность энергетической шкалы в диапазоне не должна превышать 3 %. По результатам базовой калибровки определяется относительная чувствительность аппаратуры к насыщению:

где CORСН и CORН2О, соответственно, отношения скоростей счета в энергетических окнах углерода и кислорода в спектрах ГИНР в углеводонасыщенной и водонасыщенной моделях. Результат базовой калибровки документируется в виде протокола и в файле базовой калибровки с указанием даты ее проведения и параметров использованного оборудования (номера прибора, типа и номера калибровочной установки и др.) и, с указанием даты ее проведения и параметров использованного оборудования (номера прибора, типа и номера калибровочной установки и др.), передается в интерпретационные службы предприятия для обработки полученных скважинных материалов. В таблице 4.2 приведен пример протокола базовой калибровки аппаратуры АИМС-С.

4.5 Этап проведения скважинных исследований 4.5.1. Основные функции программного обеспечения проведения скважинных исследований Программное обеспечение проведения каротажа аппаратурой АИМС-С включает программы инициализации, тестирования, полевой калибровки и регистрации данных каротажа. Программное обеспечение проведение скважинных исследований предназначено для выполнения следующих основных функций:

выбор калибровочных данных;

выбор форматов визуализации с возможностью формирования контрольных кривых и параметров опроса прибора;

настройку приема данных с прибора;

Таблица 4.2 Протокол базовой калибровки аппаратуры АИМС-С [Инструкция МИ 41-17-1399-04, 2004]

ПРОТОКОЛ

Организация: ……………………………………………………….

Дата проведения калибровки: ДД-ММ-ГГ Номер калибруемой аппаратуры: ХХ Калибруемый зонд - ИНГКC-С/O Используемое оборудование:

Результаты калибровки:

отношение каналов углерод/кислород в воде, отн.ед. 0, отношение каналов кальций/кремний в воде, отн.ед. 1, скорость счета в захватном канале, имп/сек 24251, скорость счета в неупругом канале, имп/сек 31023, отношение каналов углерод/кислород в нефти, отн.ед. 0, отношение каналов кальций/кремний в нефти, отн.ед. 1, чувствительность аппаратуры по углероду, % 50, энергетическая чувствительность, кэВ/канал 40, разрешение спектрометрического канала, % 10,

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Модуль АИМС-С номер ХХ годен к эксплуатации Следующая калибровка должна быть проведена не позднее ДД-ММ-ГГ Исполнители: _ цифровой и графический просмотр принимаемой информации;

проведение полевой калибровки скважинной аппаратуры;

проведение скважинных исследований с записью регистрируемых данных на жесткий диск;

управление режимами работы скважинного прибора и нейтронного генератора;

стабилизации положения энергетической шкалы спектрометрического тракта в автоматическом и ручном режимах.

4.5.2 Регистрируемые и первичные расчетные параметры Аппаратура АИМС-С обеспечивает регистрацию следующих параметров:

– гамма-излучения (ГИНР, ГИРЗ, фоновое), регистрируемого детектором, в виде амплитудно-временных аппаратурных спектров с 256 (или 512) уровнями квантования по амплитуде и 23 уровнями квантования – температуры прибора в блоке электроники, блоке детектирования и блоке генератора нейтронов;

– технологических параметров электроники скважинного прибора и генератора нейтронов.

В таблице 4.3 приведен список мнемоник и единиц измерения регистрируемых первичных (RAW) и рассчитываемых в процессе проведения каротажа (CALC) параметров. Параметр PUSK, отображающий частоту работы нейтронного генератора рассчитывается исходя из переданных со скважинного прибора запусков нейтронной трубки и времени накопления глубинного кванта. Положения временных окон суммарного и фонового спектров принимается либо заданным по умолчанию, либо заданным оператором.

Таблица 4.3 Основные регистрируемые первичные (RAW) и рассчитываемые в процессе каротажа (CALC) параметры аппаратуры АИМС-С 256-канальные (или 512-канальные) энергетически- имп/квант SH01,…,SH временные спектры гамма-квантов неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов STIС SPEE MARK TIME Напряжение питания блока электроники подаваемое RAW UDC Напряжение питания генератора нейтронов подавае- RAW UDC IDC IDC ECHN ECHS Качество привязки энергетической шкалы по линии CALC HPRS Качество привязки энергетической шкалы по линии CALC FERS Счет в интегральном канале захватного гамма-излуче- CALC CTCR Счет в интегральном канале неупругого гамма-излу- CALC ITCR RIC RCOR Первичное отношение “неупругих каналов” кальция и CALC RCАS SECO SECА CIR OIR CAIR SIIR FECR HCR PUSK ITEM AMPL STRB LEVL TWNG OKNG ITNG AUNG AING IPSG IPRG UNG 4.5.3 Скорость проведения скважинных исследований и дискретность записи данных по глубине Дискретность записи данных по глубине определяется минимальной мощностью пласта Hmin, подлежащего количественной обработке [Техническая инструкция …, 2001] и должна обеспечивать не менее 5 точек на пласт.

';

Скорость проведения скважинных исследований должна обеспечивать статистическую погрешность первичных расчетных параметров, определяемых по спектрам ГИРЗ. Для оценки статистической погрешности при каротаже привлечение первичных расчетных параметров, получаемых из спектров ГИНР, нецелесообразно, ввиду возможных некорректных операций по вычитанию фонового спектра при проведении каротажа. Рекомендуется в качестве контрольного параметра выбрать статическую погрешность отношения RCOR. Количество проходов (рейсов) скважинного прибора в интервале исследований должно быть не менее 2-х и обеспечить статпогрешность определения RCOR, приведенную к пласту мощностью Нmin, не хуже 1 %. Повышение точности проводимых измерений достигается путем снижения скорости каротажа и/или увеличения количества проходов. При «стандартных» условиях проведения скважинных исследований (терригенный разрез, скважина диаметром 216 мм зацементирована, обсажена 5” стальной колонной, скважинная жидкость – вода с содержанием NaCl 100 г/л, пористость коллектора 20%), мощности подлежащего количественной обработке пласта не менее 11,5 м и выходе нейтронной трубки, обеспечивающем скорость счета в интегральном канале захватного гамма-излучения CTCR в пределах 1500020000 имп/сек, скорость проведения каротажа должна составлять м/час при условии выполнения двух рейсов.

Детальность исследований повышается путем уменьшения шага дискретизации по глубине при одновременном снижении скорости каротажа. Рекомендуемые значения выбираются из ряда, кратного 10 см.

4.5.4 Проведение скважинных исследований Автором разработаны требования, предъявляемые к проведению скважинных исследований аппаратурой углеродно-кислородного каротажа. Требования изложены в “Инструкции по проведению импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой АИМС-С и обработке результатов измерений при оценке текущей нефтенасыщенности пород” [Инструкция МИ 41-17-1399-04, 2004]. Технологическая схема проведения скважинных измерений состоит в следующем:

4.5.4.1 Развертывание на скважине Заключается в установке на устье скважины и площадке перед ней спуско-подъемного оборудования и регистрирующего комплекса, его включение, ввод данных по скважине и выбор конкретного типа регистрирующей аппаратуры и ее скважинной компоновки. После включения в исходные данные программы регистрации вводятся идентификационные номера скважинных приборов и применяемых нейтронных генераторов, метрологического оборудования, базовые калибровки, технологические параметры спуско-подъемного оборудования – цена первой магнитной метки и т.д. (В последних версиях скважинной аппаратуры идентификационные номера прибора и используемого нейтронного генератора, базовые калибровки, версии программного обеспечения с соответствующими датами их последних изменений хранятся непосредственно в энергонезависимой памяти скважинных приборов и выдаются на наземный регистрирующий комплекс по специальной команде).

Затем аппаратура АИМС-С располагается на устье скважины, где при необходимости сочленяется в связку с другими скважинными приборами, планируемую на проведение скважинных исследований. После включения питания, связка тестируется на проверку работоспособности без включения нейтронного генератора и, при положительном результате тестирования, связка скважинных приборов опускается в скважину в интервал с температурой окружающей среды не ниже 20 С. Последнее ограничение является следствием опыта эксплуатации предшествующих моделей нейтронных маслозаполненных генераторов и связано со снижением надежности их работы при температурах масла в пределах 010 С, когда происходит снижение его электроизоляционных свойств [Черменский, 1993]. Доставка аппаратуры в интервал с повышенной температурой окружающей среды не рекомендуется вследствие уменьшения ресурса ее работы по критерию превышения температуры в термостате блока детектирования. Скорость спуска скважинных приборов не должна превышать 3000 м/час, при условии отсутствия в связке скважинных приборов, чья скорость перемещения должна быть ограничена меньшими значениями.

4.5.4.2 Настройка, полевая калибровка аппаратуры и проведение каротажа После доставки аппаратуры в интервал проверки следует ее включение и прогрев в течение 10 минут. Одновременно с прогревом производится настройка приема данных и проверка работоспособности скважинного прибора в режиме тестирования. После прогрева электроники производят включение нейтронного генератора и настройку положения энергетической шкалы скважинного прибора. Основные критерии настройки шкалы и оценки правильной работоспособности аппаратуры аналогичны описанным в 4.3.2 настоящей работы. При соответствии работы аппаратуры ее техническим характеристикам переходят к проведению полевой калибровки. При этом желательно расположить скважинный прибор в интервале скважины, соответствующей по своей конструкции исследуемому интервалу – диаметр скважины, диаметр и толщина обсадной колонны, наличие/отсутствие второй колонны и т.д. Однако расположение скважинного прибора непосредственно в интервале проведения исследований нежелательно во избежание образований зон наведенной активности от работающего на одной точке нейтронного генератора. При дальнейших перемещениях скважинного прибора не следует выключать питание скважинного прибора и нейтронного генератора. В целях экономии ресурса нейтронной трубки следует соответствующей командой выключать высокое ускоряющее напряжение на мишени трубки, отключая тем самым генерацию нейтронов.

Основная цель проведения полевой калибровки – регистрация спектра ГИРЗ, используемого в качестве опорного для проведения программной стабилизации положения энергетической шкалы в процессе скважинных исследований. Настройка положения энергетической шкалы спектрометрического тракта осуществляется по пикам полного поглощения в спектрах ГИРЗ ядрами водорода (2,23 МэВ) и железа (7,63 и 7,65 МэВ) аналогично процедуре, описанной на этапе проведения базовой калибровки в 4.4.2 настоящей работы. Данные полевой калибровки документируются в файл с записью каротажа.

Проведение непосредственно исследований заданного интервала следует проводить с визуальным контролем качества стабилизации энергетической шкалы путем сравнения зарегистрированных спектров со спектром полевой калибровки. Характерные пики полного поглощения захватного гамма-излучения железа (7,63 и 7,65 МэВ) текущего регистрируемого спектра и спектра полевой калибровки не должны расходиться более чем на 610 каналов. Если по каким либо причинам программа автоматической стабилизации положения энергетической шкалы не может удержать регистрируемые спектры в требуемом энергетическом диапазоне, следует перейти на режим ручного изменения коэффициента усиления скважинного прибора. После проведения основного замера следует провести повторный замер, при этом скорость записи при проведении повторного замера должна соответствовать скорости записи основного замера.

4.6 Этап проведения контроля качества проведения скважинных исследований 4.6.1 Основные функции программного обеспечения проведения контроля качества скважинных исследований Программное обеспечение проведения контроля качества скважинных исследований аппаратурой АИМС-С обеспечивает выполнение следующих функций:

– конвертирование в формат LIS данных записи на скважине;

– увязку данных по глубине с учетом магнитных меток и точек записи – устранение единичных сбоев;

– расчет контрольных параметров с оценкой статистической погрешности измерений;

– расчет систематической и полной случайной погрешностей по повторному замеру;

– выдача твердых копий первичных данных скважинных исследований с табличным заключением качества проведенного каротажа.

4.6.2 Оценка качества проведения скважинных исследований Оценка качества проведения скважинных исследований начинается непосредственно при проведении каротажа путем визуализации регистрируемых спектров и первичных регистрируемых и расчетных кривых. В качестве основных критериев выступают:

скорость проведения каротажа (должна выдерживаться на заданном уровне и не иметь рывков);

отсутствие сбоев при обмене со скважинным прибором;

скорость счета в интегральном канале захватного гамма-излучения CTCR (должна выдерживаться на заданном уровне ±20 % и по своей конфигурации соответствовать исследуемому разрезу);

положение энергетической шкалы (пик ГИРЗ от ядер водорода и правый склон пиков ГИРЗ от ядер железа должны находиться относительно положения соответствующих участков спектра полевой калибровки не далее 2 и 5 каналов соответственно).

После проведения скважинных исследований проводится редактирование результатов каротажа. При этом осуществляется увязка данных по магнитным меткам и точкам записи, подготавливается файл для проведения расчетов качества записи. Основные положения контроля качества измерений регламентируются технической инструкцией [Техническая инструкция …, 2001], в соответствии с которой, качество характеризуется тремя оценками – “хорошо”, “удовлетворительно”, “брак”. Бракованные материалы к обработке не допускаются и требуют повторения проведения скважинных исследований.

В соответствии с положениями технической инструкции [Инструкция МИ 41-17-1399-04, 2004] дополнительно контролируются следующие параметры.

После проведения процедуры привязки энергетической шкалы по основному и повторному замерам по всему интервалу записи проводится контроль качества стабилизации по пикам полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода (2,23 МэВ) и железа (7,63 и 7,65 МэВ) по кривым HPRS и FERS, соответственно. При этом кривая HPRS представляет собой отношение скоростей счета, полученных в результате интегрирования спектра ГИРЗ в энергетических окнах 2,232,43 МэВ и 2,132,43 МэВ. Кривая FERS представляет собой отношение скоростей счета, полученных в результате интегрирования спектра ГИРЗ в энергетических окнах 7,407,80 МэВ и 7,408,20 МэВ. До количественной обработки допускаются материалы, в которых средние значения кривых HPRS и FERS в интервале 1 м сохраняются с точностью не хуже 5 % отн.

Расчет относительных систематической и полной случайной сл погрешностей первичных расчетных параметров, приведенных к пласту реглаn ментированной толщины H min h i проводится стандартным образом [Инстi рукция МИ41-17-1399-04, 2004]:

где JC, JO… скорости счета в энергетических окнах углерода, кислорода, кальция, кремния и др., hi – дискретность записи каротажа.

Значения и сл рекомендуется приводить к пласту толщиной Hmin=2 м.

При этом полные относительные случайные погрешности измерений скоростей счета для интегральных окон ГИРЗ и ГИНР (CTCR, ITCR), приведенные к пласту мощностью 2 м, должны быть не более 1,5 %. Относительные систематические погрешности, приведенные к пласту той же мощности, для перечисленных выше параметров должны быть не более 2 %. Для отношений скоростей счета в энергетических окнах углерода, кислорода, кальция и кремния, рассчитанных по спектрам ГИНР (CORГИНР, CaSiГИНР), полные относительные случайные погрешности, приведенные к пласту мощностью 2 м, должны быть не более 2 %, а относительные систематические погрешности в тех же условиях не должны превышать 3 %. Общие требования к составу и форматам передаваемой Заказчику документации определяются соответствующими соглашениями Заказчика и исполнителя работ.

Пример табличного заключения по техническому качеству выполненных каротажных работ приведен в таблице 4.4. На рисунке 4.3 приведен пример формата твердой копии по техническому качеству каротажа.

Таблица 4.4 Пример заключения по оценке качества при регистрации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Скважина № 222 Месторождение Горное Интервал перекрытия 2380,002420, Примечание: В ходе каротажа произошел сбой питания Прибор: АИМС-С № Интегральный счет в канале захватного гамма-излучения (норма 1000035000) Энергетическая чувствительность, кэВ/канал (норма 3240) Степень деформации энергетической шкалы, % (норма < 15 %) 10 % Процент выхода за допустимые границы систематической погрешности 0,0 % Процент выхода за допустимые границы случайной погрешности (< 2 0,0 % Интервал оценки качества каротажа 2380,002420,00 м Оценка качества результата: хорошо Такая работа по оценке качества полученного материала проводится, как правило, непосредственно на скважине сразу после проведения исследований в заказанном интервале. При положительном решении относительно качества проведенных исследований аппаратура выключается, достается из скважины и сворачивается. Полученный скважинный материал с соответствующими дополнительными данными проведения каротажа передается на обработку и интерпретацию полученных данных.

Если при выполнении работы на любом этапе настройки, полевой калибровки, основного и повторного замеров качество получаемого материала не соответствует требуемым критериям, следует провести анализ причины появления брака. Если причину выявить и устранить не представляется возможным, необходимо заменить применяемый АМК и повторить скважинные работы.

Рисунок 4.3 Пример вывода на твердую копию первичных данных и заключения о качестве каротажных работ аппаратурой АИМС-С 4.7 Этап обработки результатов измерений Автором разработана методика обработки результатов измерений, полученных аппаратурой АИМС-С, с целью определения текущего характера насыщения породы является двухэтапной. Исследуемая порода рассматривается как совокупность некоторого набора компонентов. На первом этапе определяется ее литологическая характеристика путем разложения спектра гамма-излучения радиационного захвата нейтронов на искомые компоненты исследуемой модели породы. На втором этапе обработки оценивается нефтенасыщенность в рамках методики нормализованных отношений кривых CORГИНР и CaSiГИНР.

При этом используется гамма-спектры неупругого рассеяния нейтронов. Оба этапа опираются на некоторое модельное представление исследуемой терригенной породы – интерпретационную модель.

4.7.1 Основные функции программного обеспечения обработки результатов измерений Программное обеспечение [Программный комплекс …, 2004], получившее коммерческое название PWin-AIMS, предназначено для обработки данных импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Современные модификации ориентированы на работу в операционной среде MSWindows 98/2000/XP и выше обеспечивают выполнение следующих функций (часть функций продублирована из программного обеспечения проведения контроля качества скважинных исследований):

– конвертирование в формат LIS данных записи на скважине и увязку данных по глубине с учетом магнитных меток и точек записи аппаратуры;

– устранение единичных сбоев;

– редактирование первичных каротажных данных;

– контроль качества регистрируемых и расчетных кривых;

– расчет контрольных параметров с оценкой статистической погрешности измерений и расчет систематической и полной случайной погрешностей по повторному замеру;

– оценка текущей нефтенасыщенности пород;

– формирование заключения с выдачей твердых копий первичных данных скважинных исследований, качества регистрируемых и расчетных кривых, результатов оценки текущей нефтенасыщенности с табличным – запись результатов обработки в форматах LAS или LIS для передачи Состав программного комплекса включает в себя следующие файлы:

файлы исполняемые (программы управляющие, просмотра и редактирования данных, обработки полученных результатов, служебные);

файлы описания и словарей (служат для распознавания данных в системе и правильного управления этими данными);

файлы конфигурационные (служат для подключения новых исполняемых файлов к системе и организации пользовательских меню);

файлы палеток (содержат палеточные зависимости для обеспечения работы программ обработки);

файлы служебные (служат для использования программ обрабатывающего комплекса);

файлы справочные (служат для облегчения работы пользователя и содержат информацию по функциям и управлению клавиатурой и мышью для соответствующих исполняемых файлов).

4.7.2 Представление интерпретационной модели Vпес+Vкар+Vгл+Кп = 1, где Vпес, Vкар, Vгл – объемные содержания песчаника, карбонатных примесей и глин, соответственно. Кп – открытая пористость породы без учета пористости глин (Кп.гл)и карбонатных примесей (Кп.кар). Пористость глин обусловлена связанной водой, пористость карбонатных примесей обусловлена микрокапилярной водой. С объемными содержаниями глин и карбонатных примесей Кп.гл и Кп.кар связаны соответствующими выражениями: Vгл = Vгл.мин /(1 – Кп.гл) и Vкар = Vкар.мин. /(1 – Кп.кар). Здесь Vгл.мин - содержание глинистых и других минералов в компоненте, соответствующем глине и Vкар.мин - содержание известняка, доломита и других минералов в компоненте, соответствующей карбонатной примеси. Тогда коэффициент нефтенасыщенности (Кн) может быть определен следующим образом:

где Кпн – пористость, насыщенная нефтью.

4.7.3 Оценка нефтенасыщенности Методика оценки нефтенасыщенности состоит из нескольких этапов, описанных ранее.

Первоначально выполняется точная привязка спектров S(E), зарегистрированных при каротаже, к калибровочному спектру S0(E). При этом определяются коэффициенты a и b линейного преобразования энергетической шкалы текущего спектра к энергетической шкале калибровочного спектра по методу наименьших квадратов [Инструкция МИ 41-17-1399-04, 2004] где а и b коэффициенты преобразования. Неточность привязки не должна превышать 4060 кэВ, что соответствует чуть более одному каналу шкалы (в аппаратуре АИМС-С энергетическая шкала состоит из 256 каналов). Тогда погрешность определения нефтенасыщенности будет не более 10 %. При этом изменение энергетического разрешения аппаратуры в пределах ±3 % абсолютных слабо влияет на погрешность оценки нефтенасыщенности. Контроль привязки зарегистрированных спектров к калибровочному спектру осуществляется по характерным пикам водорода (2,23 МэВ) и железа (7,63 и 7,65 МэВ), при этом качество стабилизации шкалы можно оценить по кривым HPRS и FERS (водород и железо, соответственно). Чтобы обеспечить указанную выше точность отклонения текущих значений от средних значений этих кривых в пласте мощностью 1 м должны быть в пределах 5 % отн.

В случае привязки спектров с учетом пика кремния (3,54 МэВ), дополнительно контролируется интегральная нелинейность энергетической шкалы, при этом интегральная нелинейность не должна превышать 3 % в диапазоне энергий [1,608,00] МэВ. Пример вывода результатов стабилизации энергетической шкалы и ее контроля качества на твердую копию при документации данного этапа обработки приведен на рисунке 4. На следующем этапе обработки рассчитываются спектры ГИНР SГИНР(E) за вычетом фоновых спектров ГИРЗ SГИРЗ(E). Суть процедуры состоит в том, чтобы подобрать корректный коэффициент, с которым спектры ГИРЗ будут вычтены из суммарных спектров (ГИНР+ГИРЗ+Фон). При вычитании фона ГИРЗ автоматически вычитается фон ГИНА. Корректность коэффициента определяется по компенсации пиков водорода и железа в спектре SГИНР(E). При выполнении этой операции следует иметь в виду, что перевычитание фонового захватного спектра приводит к большей погрешности определения характера насыщения породы, чем недовычитание. Полученные таким образом чистые спектры ГИНР используются в дальнейшем для оценки нефтенасыщенности, поэтому этот этап является важным элементом обработки данных ИНГК-С-С/О. Если доля захватного гамма-излучения в спектре ГИНР не более ±5 %, а погрешность привязки зарегистрированных спектров к базовой калибровке не более ±40 кэВ, тогда суммарная погрешность определения характера насыщения породы не превысит ±10 % абс.

При расчете нефтенасыщенности исследуемых коллекторов вначале выполняется оценка карбонатности исследуемого коллектора (Vкар). При отсутствии данной информации от независимых внешних источников, например, анализа керна, определение карбонатности проводится путем разложения спектров ГИРЗ, зарегистрированных аппаратурой С/О каротажа на составляющие, в соответствии с методикой, описанной в главе 2. Модель спектра исследуемой среды определяется как сумма спектров фона (излучения мкважинного прибора, промывочной жидкости в стволе скважины, стальной обсадной колонны и цементного камня), песчаника (собственно исследуемый коллектор) и известняка (известковый цемент коллектора). Разложение спектра выполняется в интервале энергий спектра ГИРЗ 2,58,0 МэВ. Фоновые спектры, участвующие в разложении можно получить посредством измерений на моделях и расчетами метода Монте-Карло. На моделях получают и спектры кварцевого песчаника и известняка. Аппаратура АИМС-С обеспечивает при определении карбонатности по спектрам ГИРЗ погрешность определения объемного содержания карбонатов в терригенных породах в рабочем диапазоне их пористости (1030 %) и карбонатности (030 %) в большинстве случаев не более 4 % абсолютных. В случае определения текущей нефтенасыщенности коллектора с общей пористостью 2030 % данная неоднозначность приводит к погрешности в 23 % абсолютных.

Далее следует вычисление по спектрам ГИНР скоростей счета в энергетических окнах углерода, кислорода, кальция, кремния, а по спектрам ГИРЗ скорости счета в энергетических окнах кальция и кремния с последующим расчетом соответствующих отношений: CORГИНР и CaSiГИНР. Помимо этого, проводится расчет статистических погрешностей полученных отношений. На рисунке 4.4 приведен пример вывода на твердую копию результатов оценки статистической погрешности первичных расчетных параметров аппаратуры АИМС-С.

Рисунок 4.4 Пример вывода на твердую копию результатов оценки статистической погрешности первичных расчетных параметров аппаратуры Вычисление нефтенасыщенности в рамках рассматриваемой схемы предусматривает привлечение данных по пористости и глинистости исследуемых коллекторов. Эти данные могут быть привлечены из результатов геофизических исследований в открытом стволе. Например, существующее палеточное обеспечение позволяет при использовании для выполнения нейтронного и плотностного каротажей аппаратуры типа СРК, РК-П, АРК, СГП определять пористость в терригенных и карбонатных разрезах [Аппаратура компенсированного …, 2002, Инструкция МИ 41-17-1400-04, 2004, Инструкция МИ 41-17Инструкция МИ 41-17-1401-04, 2004]. Глинистость можно вычислить по данным ПС или ГК [Гамма-каротаж …, 2002], или при наличии петрофизических зависимостей на исследуемом месторождении, по данным спектрометрии естественного гамма-излучения [Инструкция МИ 41-17-1402-04, 2004].

Непосредственно перед расчетом нефтенасыщенности при задании модели исследуемой породы, указываются интервалы типичных глин, типичного коллектора и опорный водоносный интервал. Также здесь задаются кривые, с которых будут считываться данные по глинистости, общей пористости и водородосодержанию, и выставляются признаки учета влияния глинистости и карбонатности.

Поправка за влияние глинистости выполняется с допущением, что минеральный состав пластов типичных глин и глин, содержащихся в коллекторах, не меняется и на отношения CORГИНР и CaSiГИНР вносится следующим образом.

В интервале неразмытых глин, пересекаемых исследуемой скважиной, снимаются опорные показания CORГИНР,гл. и CaSiГИНР,гл.. С учетом того, что параметры CORГИНР и CaSiГИНР аддитивны относительно компонент объемной модели породы вводится корректировка текущих значений CORГИНР и CaSiГИНР за глинистость, в результате чего появляются скорректированные за глинистость текущие значения CORГИНР и CaSiГИНР, соответственно CORГИНР,корр.гл. и CaSiГИНР,корр.гл.:

CORГИНР,корр.гл.=(CORГИНР- Vгл CORГИНР,гл.)/(1-Vгл) CaSiГИНР,корр.гл.=(CaSiГИНР- Vгл CaSiГИНР,гл.)/(1-Vгл) Значение Vгл в коллекторах относительно невелико, поэтому собственно значение глинистости может быть получено в рамках линейной модели по данным ПС, ГК либо СГК (торий, торий+калий). Корректировка за глинистость справедлива только в интервалах коллекторов. Кривая признака коллектора может быть сформирована на этапе обработки данных ИНГК-С-С/О по совокупности выбранных интерпретатором условий, или импортируется из заключения открытого ствола. Далее расчет выполняется в рамках трехкомпонентной породы пористость (вода+нефть), песчаник, карбонатные примеси. В данном случае при учете глинистости корректируются за глинистость:

Vкар=Vкар/(1-Vгл), Кп=Кп/(1-Vгл). В рамках принятой выше Vпес=Vпес/(1-Vгл), интерпретационной модели пористость исследуемых коллекторов, полученная по данным нейтронного (Кп,НК) или плотностного (Кп,ГГК) гамма-гамма каротажа, должна быть также исправлена за влияние глин.

Согласно методическому руководству (МИ41-17-1399-04) пористость по Кп,нк=Кп,общ+Vгл.мин.Кп,гл+VпесКп,пес, где Кп,гл, Кп,пес – поправки за влияние минерального состава глин (включая химически связанную воду) и скелета породы, а Кп,общ=Кп+ VглКп.гл+VкарКп.кар. Значение пористости по нейтронному каротажу в пласте глин будет определяется выражением Кп,НК-гл=Кп,гл+(1Кп,гл)Кп,гл. При определении значения Кп,НК по палетке для песчаника, одинакового по составу скелета с исследуемой породой, Кп,НК=Кп,общ+Vгл.мин.Кп,гл.

Тогда, учитывая соотношение Кп,общ=Кп+VглКп,гл+VкарКп.кар, значение исправленной за глинистость пористости, при условии корректировки параметров CORГИНР и CaSiГИНР за глинистость породы, будет определяться выражением Кп=Кп,нк-VглКп,нк-гл, где Кп,нк-гл это значение пористости опорного пласта глин по нейтронному каротажу. В случае, когда корректировка параметров CORГИНР и CaSiГИНР за глинистость породы не проводилась, Кп=Кп,НК-Vгл(Кп,НК-гл-Кп,гл).

Использование данных плотностного гамма-гамма каротажа также предполагает корректировку (в рамках используемой интерпретационной модели породы) рассчитанного значения пористости Кп,ггк=(ск-)/(ск-фл) за пористость глин, при условии корректировки параметров CORГИНР и CaSiГИНР за глинистость породы, и за наличие карбонатных примесей: Кп=Кп,ГГК-VглКп,гл+ Vкар(-1)0,02. Где Кп,ггк есть пористость по данным плотностного каротажа, – плотность породы по данным плотностного гамма-гамма каротажа, ск=пес – плотность скелета породы, ф – плотность флюида. В случае, если корректировка параметров CORГИНР и CaSiГИНР за глинистость не проводится, то Кп=Кп,ГГК+Vкар(-1)0,02.

Корректировка исправленных за глинистость отношений CОRГИНР,испр.гл, CaSiГИНР,испр.гл за влияние пористости с учетом карбонатности осуществляется с учетом “опорного” коллектора с известным значением водонасыщенности. Интерполяция значений CORГИНР и CaSiГИНР для водонасыщенных песчаника и известняка при фиксированной пористости проводится по линейному закону. Так же по линейному закону проводится интерполяция значений CORГИНР и CaSiГИНР при фиксированном насыщении от пористости:

СОRГИНР,корр.гл. пор.кар. = СОRГИНР,корр.гл.- (Кп,опор.-Кп)(COR+CORVкар.), CaSiГИНР,корр.гл. пор.кар. = CaSi ГИНР,корр.гл.- (Кп,опор.-Кп)(CaSi+CaSiVкар.), где COR, COR, CaSi, и CaSi – постоянные для данного типа аппаратуры константы, определяемые по результатам измерений на моделях, Кп,опор – пористость опорного коллектора. Значения констант для аппаратуры АИМС-С получены на моделях и равны соответственно COR=0,04; COR=0,06; CaSi,=0,30;

CaSi=0,23. Исправленные за глинистость, пористость и карбонатность значения CORГИНР и CaSiГИНР совмещаются в интервале опорного водоносного коллектора и приводятся к одинаковой чувствительности к литологии. Суть данной процедуры заключается в следующем - выравнивание отношение разницы значений CaSiГИНР в водонасыщенных известняке и песчанике к разнице значений СОRГИНР в водонасыщенных известняке и песчанике при фиксированной пористости Кп,опор. Процедура проводится по основной палеточной зависимости (рисунки 2.4 и 2.5):

Рлит=(СОRГИНР,Кп.опор,.песчаник,водонасыщ.-CORГНИР,Кп.опор.известняк,водонасыщ))/ /(СaSiГИНР,Кп.опор,.песчаник,водонасыщ.)- СaSi(ГИНР,Кп.опор,.известняк,водонасыщ.)) Для аппаратуры АИМС-С полученная функция может быть представлена с достаточной точностью в виде Pлит=a+b(1-Кп,опор)/Кп,опор, где a и b – определенные константы. Значения констант a и b, полученных по данным модельных работ аппаратурой АИМС-С, равны, соответственно, а=3,00 и b=0,075. Соответствующие приращения кривых CORГИНР и CaSiГИНР, корректированные за глинистость, пористость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии (СОRГИНР,корр.гл.пор.кар. и РлитCaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.) над показаниями CORГИНР и CaSiГИНР в опорном пласте, корректированными за глинистость, карбонатность, приведенные к единой чувствительности к литологии (СОRГИНР,опор.корр.гл..кар. и РлитCaSiГИНР,опор.корр.гл.кар.) обозначаются соответственно COR и CaSi и определяются следующим образом:

COR= СОRГИНР,корр.гл. пор.кар.-CORГИНР,опор.,корр.гл.кар, CaSi= Рлит(CaSiГИНР,корр.гл.пор.кар.- CaSiГИНР,опор.,корр.гл.кар.) Искомая текущая нефтенасыщенность Кн определяется:

где FCOR – функция, описывающая различия значений CORГИНР в нефте- и водонасыщенных коллекторах при соответствующих пористости и содержании примесей карбонатов. Применительно к аппаратуре АИМС-С функцию FCOR можно выразить следующим образом:

где А и В – константы; G(COR) – показатель контрастности основного интерпретационного параметра CORГИНР, определяемый при градуировке аппаратуры в водо- и нефтенасыщенных моделях. Для аппаратуры АИМС-С значения констант А и В равны 0,11 и 0,02, соответственно.

На последнем этапе, т.е. непосредственно в значение нефтенасыщенности вносится поправка за влияние технических условий каротажа плотность цемента, толщина колонны и диаметр скважины. Описанная процедура выполняяется отдельно для каждого файла записи. Кривая усредненной нефтенасыщенности формируется по результатам двух и более замеров. По результатам обработки двух и более замеров формируются также кривые систематической и случайной среднеквадратических погрешностей определения нефтенасыщенности.

В ходе проведения большого объема скважинных исследований автором рекомендованы форматы вывода результатов каротажа на твердых копиях для аппаратуры АИМС-С, что отражено в [Инструкция МИ 41-17-1399-04, 2004] и приведены ниже при рассмотрении конкретных этапов обработки. В таблице 4.5 и на рисунке 4.5 приведены примеры выдачи табличного и графического заключений по результатам проведения исследований о характере насыщения коллекторов.

Таблица 4.5 Пример выдачи табличного заключения о характере насыщения исследуемых коллекторов аппаратурой АИМС-С Пласт БС10/ Результаты ГИС открытого ствола Пласт БС10/ Результаты ГИС открытого ствола Рисунок 4.5 Пример вывода на твердую копию заключения о характере насыщения коллекторов по результатам исследований аппаратурой 4.7.4 Примеры влияния дестабилизирующих факторов на оценку нефтенасыщенности На рисунке 4.6 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности в нефтяной скважине и степень влияния некоторых геолого-технических факторов. Разрез представлен терригенными отложениями с широко меняющимися коллекторскими свойствами пород-коллекторов. Пористость изменяется в пределах от 15 до 25 %, глинистость от первых единиц до 35-40 %. При обработке данных С/О каротажа последовательно вносятся следующие поправки:

– поправка за фоновый фактор (Кфф). По умолчанию фоновый фактор выставляется равным 0,4. в данном случае он проверялся в интервале опорного водоносного пласта и был принят 0,3. Данная ситуация является типичной вследствие изменения длительности нейтронного импульса применяемых нейтронных генераторов. При введении этой поправки в показания Кн тек разница в абсолютных величинах изменяется Рисунок 4.6 Пример последовательного ввода поправок и их вклада в расчет текущего значения нефтенасыщенности при обработке данных С/О-каротажа – поправка за влияние муфтовых соединений обсадной колонны. Интервалы муфтовых соединений выделяются по локатору муфт. Поправка аналогична влиянию толщины колонны на основные интерпретационные кривые. Вводится только в интервалах муфтовых соединений. В продуктивных интервалах 2067,0-2067,4 и 2077,4-2078,0 м введение этой поправки вносит разность в 30 единиц абсолютных величин в Кн тек; в водоносном пласте разность в определении Кн тек в интервалах муфтовых соединений достигает 65 единиц;

– поправка за пористость. Кривая пористости рассчитывалась по результатам обработки данных открытого ствола по алгоритмам для этого месторождения и группы пластов. Учет реальной пористости вносит самый существенный вклад в показания текущей нефтенасыщенности.

Разность определения Кн тек в абсолютных величинах изменяется в пределах от 5 до 25 единиц при вариации пористости от 15 до 25 %;

– поправка за карбонатность. Поправка за учет карбонатности в чистых коллекторах в основном не превышает 10 единиц абсолютных значений и более значительна в глинистых карбонатизированых коллекторах в среднем 25-30 единиц абсолютных значений;

– поправка за глинистость. Для введения этой поправки рассчитывалась кривая массовой глинистости по кривой ПС. Влияние глинистости на показания Кн тек незначительно и в основном не превышает 5 единиц в абсолютных величинах.

Таким образом, введение всех поправок может значительно корректировать текущие значения Кн(С/О) в среднем от 10 до 20 единиц в абсолютных величинах. В интервалах муфтовых соединений разность в абсолютных величинах определения Кн тек достигает 65 единиц. Учитывая такое большое влияние муфтовых соединений на конечный результат, следует ограничиться при выдаче заключения в интервале муфтовых соединений качественной характеристикой насыщенности пласта.

На рисунке 4.7 приведен пример определения нефтенасыщенности (Кн) с использованием в качестве компенсационных литологических кривых CaSiГИНР и CaSiГИРЗ в разрезе с низкой (менее 25 г/л NaCl) и не постоянной (вследствие закачки) минерализацией пластовых вод.

По данным электрометрии в открытом стволе пласт АС1-2 определялся нефтенасыщенным, пласт АС3 – водонасыщенным. При обработке результатов С/О-каротажа по методике спектров ГИРЗ в интервале пласта АС3 наблюдается появление ложной нефтенасыщенности с Кн тек до 45 %. После обработки данного интервала по методике спектров ГИНР пласт АС3 определяется водонасыщенным с Кн тек. не превышающими 12-13 %.

Рисунок 4.7 Пример исключения ложной нефтенасыщенности в Здесь колонка “Нефтенасыщенность-ГИРЗ” – нефтенасыщенность, рассчитанная с использованием кривой CaSiГИРЗ, колонка “нефтенасыщенностьГИНР” соответственно нефтенасыщенность, рассчитанная с использованием кривой CaSiГИНР. Ранее этот пример (рисунок 1.11) был приведен как ошибочное определение нефтенасыщенности в изначально водоносных пластах вследствие погрешностей методики, использующей в качестве компенсационной литологической кривой отношение CaSiГИРЗ. Одновременно данная диаграмма иллюстрирует возможности, предоставляемые построением аппаратуры по разработанным принципам. Зарегистрированные многоканальные энергетическивременные спектры позволили спустя время, затраченное на разработку новых алгоритмов определения нефтенасыщенности, вернуться к скважинному материалу и заново осуществить его переобработку в соответствии с современным пониманием методики.

На рисунке 4.8 приведен следующий пример определения нефтенасыщенности коллекторов, определяемой по отношениям CORГИНР и CaSiГИНР. и по методике, где в качестве компенсационной кривой использована кривая CaSiГИРЗ. Этот пример так же был приведен ранее для иллюстрации проблем, возникающих при проведении скважинных исследований в пластах, обводняемых пресной водой.

Рисунок 4.8 Пример исключения ложной нефтенасыщенности в коллекторах, обводняемых пресной водой При обработке результатов С/О каротажа по методике спектров ГИРЗ в интервале пласта Ю-II отмечается наличие нефтенасыщенности (средние отсчеты Кн тек составили 5773 %) сопоставимой с начальными значениями нефтенасыщенности, что явно вступает в противоречие с данными других методов ГИС. По термометрии в остановленной скважине в данном интервале отмечается отрицательная термоаномалия, связанная с обводнением пласта низкоминерализованной закачиваемой водой; наличие радиогехимической аномалии по данным СГК в этом интервале также указывает на обводнение пласта. При обработке данного интервала с использованием методики обработки по спектрам ГИНР Кн тек характеризуются низкими значениями (от 40 до 21 %), что соответствует остаточной нефтенасыщенности пластов промытых пресными водами.

В пластах Ю-I и Ю-III результаты обработки С/О-каротажа по двум методикам примерно одинаковые. Обводнение в этих интервалах происходит приконтурными водами за счет подъема ВНК, без смены минерализации воды, заводняющей пласты.

Мнемоники, название расчетных и сопровождающих параметров при решении задачи оценки нефтенасыщенности по результатам измерений аппаратуры АИМС-С и единицы их измерения приведены в таблице 4.6.

Таблица 4.6 Расчетные и сопровождающие параметры при решении задачи оценки нефтенасыщенности VCAR VPOR Нефтенасыщенность породы по единичному замеру по дан- % VCIO Нефтенасыщенность породы по данным ГИНР усредненная, % Объемная нефтенасыщенность породы по единичному замеру % Систематическая погрешность оценки нефтенасыщенности % Случайная среднеквадратическая погрешность оценки нефте- % Отношение “неупругих каналов” углерода и кислорода отн.ед.

Нормализованное отношение “неупругих каналов” углерода и отн.ед.

Нормализованное отношение “неупругих каналов” кальция и отн.ед.

В результате проведения теоретических и экспериментальных исследований автором разработана технология определения нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом АИМС-С.

Разработанная технология включает в себя следующие этапы:

А Поверка и настройка скважинной аппаратуры. Процедура выполняется на базе геофизического предприятия и заключается в выставлении энергетической шкалы скважинного прибора в требуемый диапазон с последующей поверкой энергетического разрешения скважинного прибора, линейности энергетической шкалы и настройки выхода нейтронного генератора.

Б Калибровка скважинной аппаратуры. Заключается в проведении модельных измерений в калибровочных установках для определения чувствительности аппаратуры. Разделяется на базовую и полевую. Основная цель проведения базовой калибровки – контроль параметров измерительного и генерирующего трактов скважинного прибора, определение основных метрологических характеристик скважинного прибора с записью калибровочных данных в файл базовой калибровки. Результаты проведения калибровок служат для принятия решения о пригодности скважинного прибора к эксплуатации и, при положительном решении, являются основанием для получения количественных оценок качества проведения скважинных исследований и обработки полученных каротажных данных.

В Измерение в скважине. Включает в себя приведение энергетической шкалы при выполнении скважинных измерений к энергетической шкале проведения базовой калибровки, регистрацию спектров ГИНР и ГИРЗ с контролем регистрирующего тракта, корректирование положения энергетической шкалы в случае необходимости, а так же контроль функционирования основных блоков скважинного прибора – нейтронного генератора, спектрометрического тракта, телеметрии.

В процессе проведения измерений в скважине должны регистрироваться следующие параметры:

– гамма-излучения (ГИНР, ГИРЗ, фоновое), регистрируемого детектором, в виде амплитудно-временных аппаратурных спектров с 256 (или 512) уровнями квантования по амплитуде и 23 уровнями квантования – температуры прибора в блоке электроники, блоке детектрования и блоке генератора нейтронов;

– технологические параметров электроники скважинного прибора и генератора нейтронов.

Разработанные критерии оценки качества проведения скважинных исследований позволят на количественном уровне принимать решения о соответствии получаемого скважинного материала требованиям оценки нефтенасыщенности с необходимой точностью. В качестве таких критериев следует применять регистрируемые в реальном масштабе времени параметры (скорость проведения каротажа, отсутствие сбоев при обменен со скважинным прибором, положение энергетической шкалы регистрируемых спектров относительно калибровок) и параметры, рассчитанные после проведения минимум двух рейсов скважинного прибора и увязки данных по магнитным меткам и точкам записи (точность стабилизации энергетической шкалы по линиям полного поглощения ГИРЗ ядрами водорода и железа; относительные систематическая и полная случайная погрешности первичных расчетных параметров, приведенных к пласту регламентированной толщины).

Г Обработка измерений. Заключается в энергетической привязке зарегистрированных спектров к спектрам опорным, вычислении чистых спектров ГИНР и ГИРЗ, расчете текущей нефтенасыщенности. Расчет нефтенасыщенности проводится исходя из модели терригенного коллектора:

Vпес+Vкар+Vгл+Кп = 1, где Vпес, Vкар, Vгл – объемные содержания песчаника, карбонатных примесей и глин, соответственно. Кп – открытая пористость породы без учета пористости глин (Кп.гл)и карбонатных примесей (Кп.кар). С объемными содержаниями глин и карбонатных примесей Кп.гл и Кп.кар связаны соответствующими выражениями: Vгл = Vгл.мин /(1 – Кп.гл) и Vкар = Vкар.мин. /(1 – Кп.кар). Здесь Vгл.мин - содержание глинистых и других минералов в компоненте, соответствующем глине и Vкар.мин - содержание известняка, доломита и других минералов в компоненте, соответствующей карбонатной примеси. Нефтенасыщенность (Кн) определяется следующим образом:

здесь Кпн – пористость, насыщенная нефтью. Собственно определение текущей нефтенасыщенности следует проводить в два этапа. На первом этапе определяется литологическая характеристика исследуемого коллектора путем разложения зарегистрируемого спектра ГИРЗ на искомые компоненты исследуемой модели породы. На втором этапе обработки оценивается нефтенасыщенность в рамках методики нормализованных отношений кривых CORГИНР и CaSiГИНР.

При оценке нефтенасыщенности разработанная технология позволяет вводить поправки за влияние следующих факторов: правильность вычитания фонового фактора; влияние муфтовых соединений обсадной колонны и толщины обсадных труб; диаметр скважины; минерализация скважинной и пластовой жидкостей; плотность цементного камня; пористость, карбонатность и глинистость коллектора.

Показано, что применение данной технологии позволяет определеять коэффициенты начальной и текущей нефтенасыщенности на всех стадиях разработки продуктивных залежей, избежать появления эффектов “ложной нефтенасыщенности” в водоносных и заводненных пластах.

5 Промышленное внедрение разработанного метода углеродно-кислородного каротажа для определения текущей нефтенасыщенности Первое скважинное испытание аппаратуры серии АИМС было проведено в 1996 г. на нефтяной скважине в Башкирии. Запись проводилась в поточечном режиме, материалы обрабатывались по тут же корректируемым алгоритмам.

Учитывая сильно минерализованные пластовые воды (минерализация около 150 г/л), которые и на сегодняшнем этапе являются сильным мешающим фактором, получить какие-либо внятные результаты не представилось возможным, однако 1996 г. можно считать годом рождения отечественной аппаратуры углеродно-кислородного каротажа.

В дальнейшем аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС были исследованы тысячи скважин в различных регионах России и за рубежом.

По данным автора, по состоянию на 31 января 2007 г. аппаратурнометодическим комплексом серии АИМС в его различных модификациях исследовано более 3000 скважины, из них:

– 37 скважин, исследованных за период 1997-1998 г., выполнялись совместно производственными партиями ОАО “Когалымнефтегеофизика” и ООО “Октургеофизика” (Приложение 3);

– 749 скважинных исследований выполнено трестом “Сургутнефтегеофизика” для ОАО “Сургутнефтегаз” (Приложение 4 и 5);

– более 400 скважинных исследований выполнено ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика” (Приложение 6);

– 88 скважинных исследований выполнены ТОО “Techno-Trading Ltd.”, Казахстан (Приложение 7);

– 10 скважинных исследований выполнены “Туркменнебитгеофизика” – не менее 1716 скважинных исследований проведены производственными партиями ООО “Октургеофизика” (Приложение 3).

Наиболее массовыми потребителями услуг на проведение углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС с целью определения текущей нефтенасыщенности в период 20002006 г. были:

– ТНК-ВР, бизнес единица “Самотлор” не менее 1323 скважинных исследований (Ядерно-физические методы ГИС 2006, Приложения 3, 6);

– ОАО “Сургутнефтегаз” не менее 749 скважинных исследований – ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” и “Лукойл-Коми” не менее скважинных исследований (Приложения 6, 9, 10);

– ОАО “Оренбургнефть” не менее 140 скважинных исследований (Приложение 3);

По состоянию на конец 2006 г. в России было проведено порядка скважинных исследований с целью оценки нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа (Из них 528 аппаратурой фирмы Halliburton в тресте “Сургутнефтегеофизика” за период 1999-2006 гг.). Как видно из приведенных выше данных, более 60 % из данных работ проведены аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС, разработанным автором. Если рассматривать отечественную аппаратуру, то доля аппаратурно-методического комплекса серии АИМС в общем числе проведенных за этот период времени исследовваний методом углеродно-кислородного каротажа составит более 67 %.

Среди отечественных разработок, составляющих конкуренцию в данном классе аппаратуры, необходимо отметить аппаратуру ЦСП-С/О-90 (ВНИИГИС, г. Октябрьский), МАРКА-ИНГС (ВНИИА, г. Москва), ИНГКС-05 (ЗАО ТПГ “Тюменьпромгеофизика”). В то же время, начиная с 2005 г. обработку данных, полученных аппаратурой ИНГКС-05 в 2006г. ЗАО ТПГ “Тюменьпромгеофизика”, проводили в центре обработки ООО “Нефтегазгеофизика” (г. Тверь) программным комплексом “LogPWin-AIMS” [Программный комплекс …, 2004], разработанным при непосредственном участии и под руководством автора. В 2006 г.

данный комплекс был продан в ЗАО ТПГ “Тюменьпромгеофизика” (Приложение 11).

Необходимо отметить сложность получения объективных результатов опробования исследованных интервалов по следующим причинам:

часть интервалов, где по результатам исследования методом углеродно-кислородного каротажа по насыщению дана вода не перфорируется;

в случае получения притока только воды из интервала, насыщение которого по результатам исследования углеродно-кислородным каротажем и является вода, но Заказчик считает возможным получение притока нефти, результаты такого опробования зачастую не афишируются;

отсутствие исследований на заколонные перетоки в скважине в интервале проведенных исследований в ряде случаев ставит под сомнение источник получения жидкости из интервала перфорации;

не все геологические службы Заказчиков передают официальные данные опробования Исполнителю в силу ограничений, наложенных службой безопасности Заказчика.

5.1 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “ТНК-ВР” в Западной Сибири Работы по внедрению метода углеродно-кислородного каротажа на Самотлорском нефтяном месторождении начались в 1999 г., когда был проведен каротаж в первых 30 скважинах. К этому моменту времени месторождение находилось на поздней стадии разработки. Обводненность добываемой продукции составляла 9295 %, начальные извлекаемые запасы выработаны более чем на 70% [К проблеме …, 2001]. Минерализация попутно добываемой воды составляет 515 г/л солей натрий и калий хлористого состава.

Динамика проведения скважинных исследований на Самотлорском месторождении аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС [Ядернофизические методы ГИС …, 2006, Ключевой комплекс …, 2001] выглядит следующим образом: 1999 г. – 32 исследования; 2000 г. – 315 исследований; г. – 610 исследований; 2002 г. – 266 исследований. Одновременно с проведением скважинных исследований шла доработка скважинной аппаратуры, импульсного нейтронного генератора, методики. В тот период времени основным интерпретационным параметром являлось приращение кривой CORГИНР над кривой CаSiГИРЗ, после совмещения последних в водоносных пластах. При всех недостатках данной методики, ее зависимости от минерализации вод, пористости, глинистости, невозможности оценить погрешность оценки нефтенасыщенности, она, тем не менее, обеспечивала главное – позволяла в неизменных условиях конкретного месторождения на полуколичественном уровне определять текущую нефтенасыщенность. Иными словами, для каждого продуктивного пласта месторождения были опытным путем получены зависимости приращения кривой CORГИНР над кривой CаSiГИРЗ насыщения пласта. Однако в случае заводнения пласта пресной водой получались эффекты ложной нефтенасыщенности. На рисунке 5.1 приведен пример исследования углеродно-кислородным методом одной из скважин Самотлорского месторождения. Исследования проведены в терригенном разрезе комплексом методов, включающим С/О-каротаж, СГК и 2ИНГК. При обработке С/О каротажа по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИРЗ, в кровельной части пласта АВ2-3 отмечается наличие ложной нефтенасыщенности с Кн тек ср 56 %, что связано с обводнением данного интервала пресной закачиваемой водой. Это подтверждается результатами исследований метода СГК (наличие радиогеохимической аномалии), и двухзондового импульсного каротажа. После обработки по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИНР, в этих интервалах ложная нефтенасыщенность не отмечается.

Результаты углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом АИМС, проведенного в первых 500 скважинах за период 19992001 г. превзошли ожидания. Во-первых, обозначились перспективы исчерпавшего себя объекта АВ4-5. Возможности доизвлечения нефти имеются практически в каждом блоке разработки. На отдельных участках блоков текущий коэффициент нефтенасыщенности достигает 0,4 и более. При этом важно, что результаты оценки текущей нефтенасыщенности продифференцированы по пластам и прослоям, слагающим разрез АВ4-5. Это позволяет избирательно осуществлять доизвлечение нефти, комбинируя элементы регулирования разработки и методы повышения нефтеотдачи. Во-вторых, в скважине 30668 из интервала 1602,2-1605 м пласта покурской свиты ПК13, выявленного и рекомендованного к испытанию по данным С/О-каротажа, получен промышленный приток нефти дебитом 50 м3/сут и обводненностью 34 %. Прирост запасов нефти по категории С1 оценен в 730 тыс.т. Таким образом, в малоперспективном объекте была обнаружена зона промышленного нефтенасыщения. Это результат стал основанием для утверждения “Программы работ по оценке добывных возможностей покурской свиты Самотлорского месторождения» и расширения целенаправленных исследований скважин методом С/О-каротажа” [К проблеме …, 2001].

Рисунок 5.1 Пример определения текущей нефтенасыщенности коллекторов на Самотлорском месторождении ОАО “ТНК-ВР” Одновременно работы по определению текущей нефтенасыщенности методом углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС были проведены на Красноленинском нефтяном месторождении Талинской площади. “По результатам исследований в скважине Р-2 в отложениях Викуловской свиты выделены явно нефтенасыщенные участки, находящиеся в зоне ВНК. В результате испытаний интервала 14291436 м, выявленного и рекомендованного по данным С/О-каротажа, из пласта ВК1 был получен промышленный приток нефти дебитом 5,29 м3/сут и воды 12,3 м3/сут, что позволяет говорить об открытии новой залежи нефти” [К проблеме …, 2001].

15 ноября 2002 г. Центральное правление научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М.Губкина за “обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемости углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа” вручило автору премию имени академика И.М. Губкина (Приложение 12) за работы по определению текущей нефтенасыщенности на Самотлорском нефтяном месторождении в период 1999-2002 г.

Начиная с 2003 г. работы по проведению углеродно-кислородного каротажа бизнес-группе ТНК-ВР “Самотлор” были вынесены на тендер и, в силу ряда причин, в основном экономического характера, в дальнейшем аппаратурно-методический комплекс серии АИМС при проведении определения нефтенасыщенности на Самотлорском месторождении не был задействован в больших масштабах.

5.2 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” в Западной Сибири Внедрение аппаратурно-методического комплекса серии АИМС в тресте “Сургутнефтегеофизика” носит примечательный характер и заслуживает особого рассмотрения. Во-первых, в 1997 г. трестом была закуплена лучшая аппаратура на то время углеродно-кислородного каротажа – PSGT [Ахметов 2000] и промышленное опробование этой аппаратуры позволило специалистам треста приобрести ценный опыт ее эксплуатации. К моменту поставки аппаратурнометодического комплекса серии АИМС “В тресте “Сургутнефтегеофизика” ОАО “Сургутнефтегаз” работы методом С/О-каротажа в производственном режиме ведлись с конца 1998 г. аппаратурой PSGT (Halliburton). За это время исследовано более 200 скважин” [Сравнительные испытания …, 2002]. В большой степени, благодаря этому и требованиям, поставленным геологической службой треста, технология проведения углеродно-кислородного каротажа, разрабатываемая автором, была доведена до современного состояния, позволяющего его промышленное использование. На сегодняшний день “Сургутнефтегеофизика” является организацией, применяющей углеродно-кислородный каротаж с последующей обработкой в массовых объемах самостоятельно, без участия разработчиков. За период с 2002 г. на нефтяных месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС выполнено 749 скважинных исследований (Приложение 4 и 5), из них за период 2004-2006 гг. выполнено 592 скважинных исследования. Часть скважин после проведения исследований были перфорированы. “Результаты работы перфорированных пластов в целом подтверждают значения Кнт, полученных по данным С/О-каротажа” [Глебочева, 2007]. За период 2004-2006 гг. в 132 скважинах отмечены дефекты регистрируемого материала (таблица 5.1). Рассмотрим более подробно понятие “дефект”, принятое в тресте “Сургутнефтегеофизика”. Стандартная процедура проведения полного технологического цикла определения нефтенасыщенности методом С/О-каротажа подразумевает получение для проведения интерпретации 2 основных кривых CОRГИНР, CaSiГИНР, а в ряде случаев в виде дополнительной кривой CaSiГИРЗ. Количество принятых в обработку кривых является своеобразной единицей измерения работы производственной партии, выполняющей каротаж. Таким образом, при проведении скважинных исследований в одном интервале, обычно фиксируется 2 кривых. В случае, когда в скважине проведены исследования в нескольких интервалах, количество кривых пропорционально количеству исследуемых интервалов. В таблице 5.2 приведен пример отчета о выполненных каротажах за некоторый временной интервал. Например, 20.08.06 на Быстринском месторождении был проведен каротаж. Заактировано 8 кривых, из них 2 с дефектами – нестабильная работа генераторной трубки. По сути, это означает, что в одном из интервалов исследований нестабильная работа нейтронного генератора (непроизвольное изменение ширины нейтронного импульса) не позволила провести обработку полученного материала стандартным образом – вследствие этого две кривые были задефектованы. Однако, перенастройка параметров обработки на новый режим работы нейтронного генератора, позволяет не браковать полученный материал и провести определение текущей нефтенасыщенности. В результате непрохождения скважинного прибора исследован меньший интервал, и, как следствие, задефектованы обе отчетные интерпретационные кривые.

Таблица 5.1 Пример отчета о выполненных каротажах за период времени ХХ.ХХ.2005 – ХХ.ХХ.2005 г. в тресте “Сургутнефтегеофизика” Номер прибора 10 Годен В таблице 5.2 приведены причины дефектов и их количество за период эксплуатации аппаратурно-методического комплекса АИМС-С в тресте “Сургутнефтегеофизика”.

Таблица 5.2 Причины дефектов и их количество за период эксплуатации 2004-2006 гг. аппаратурно-методического комплекса АИМСС в тресте “Сургутнефтегеофизика” [Отчет о выполненных Данные о количестве дефектов за период эксплуатации получены из КИПа треста “Сургутнефтегеофизика”, поэтому они несколько приукрашают объективную ситуацию. В случае если при проведении скважинных исследований инженер-оператор видит, что качество получаемого скважинного материала не соответствует существующим требованиям, он в ряде случаев меняет скважинный прибор и проводит новую запись. Таким образом, “дефекты”, выявленные и устраненные на этапе проведения скважинных исследований не отражены в данной статистике. Одновременно, сам факт возможности выявления некачественного материала непосредственно на скважине, свидетельствует о правильной работе технологического звена аппаратурно-методического комплекса АИМС-С, отвечающего за оперативный контроль качества получаемой информации. Анализируя работу аппаратурно-методического комплекса АИМСС в тресте “Сургутнефтегаз” целесообразно рассмотреть следующий показатель количество дефектов, причины которых не имеют непосредственного отношения к регистрирующему комплексу относительно общего объема выполненных им работ. К таким причинам следует отнести: “рывки записи” каротажные геофизические подъемники зачастую не обеспечивают низкую скорость записи (3040 м/час); непрохождение прибора; неверный интервал исследования; нет повторной записи; сбои в глубинах; расхождение меток; превышение скорости. В этом случае из 592 скважин, исследованных аппаратурнометодическим комплексом АИМС-С в 20042006 г., дефекты отмечены в скважинах. При этом в 45 скважинах дефекты в полученном материале обусловлены нестабильной работой нейтронной трубки. В таблице 5.3 приведены данные, обобщающие приведенные выше рассуждения.

Таблица 5.3 Статистика эксплуатации аппаратурно-методического комплекса АИМС-С в тресте “Сургутнефтегеофизика” в период г. [Отчет о выполненных каротажах …, 2006] Данная статистика, по мнению автора, свидетельствует о хорошей надежности аппаратурно-методического комплекса АИМС-С. Замена нейтронного генератора ИНГ-06 на более стабильный позволит снизить показатель дефектов до 56 % от количества исследованных скважин.

На рисунке 5.2 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности на нефтяном месторождении ОАО “Сургутнефтегаз”.

По данным электрометрии в открытом стволе пласт АС1-2 определялся нефтенасыщенным, пласт АС3 – водонасыщенным. При обработке результатов С/О каротажа по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИРЗ, в интервале пласта АС3 наблюдается появление ложной нефтенасыщенности с Кн тек до 45 %. После обработки данного интервала по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИНР, пласт АС3 определяется водонасыщенным с Кн тек не превышающими 1213 %.

5.3 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “ЛУКОЙЛ” в Западной Сибири За 20032006 гг. на нефтяных месторождениях Ватьеганское, Повховское, Придорожное, Южно-Ягунское, Кустовое и др. проведены исследования в 97 скважинах совместно с ОАО “Красноярское управление геофизических работ” и в 50 скважинах совместно с ОАО “Когалымнефтегеофизика” (Приложения 7, 8). На месторождениях проведены исследования по продуктивным пластам АБ и БС. Исследуемые продуктивные залежи представлены терригенными коллекторами, неоднородными по строению, значительно изменяющимися по толщинам пласта и площади месторождений. Эффективная пористость изменяется в пределах 1728 %, проницаемость от 12 мдси до 200300 мдси. Пластовые воды хлор-кальциевого и хлор-натриевого состава имеют минерализацию 1625 г/л. Поддержание пластовых давлений производится поверхностными пресными водами путем внутриконтурного заводнения. К настоящему времени месторождения, в основном, находятся на поздней стадии эксплуатации, средняя обводненность составляет 6080 %. Из общего количества исследованных скважин совместно с ОАО “Красноярское управление геофизических работ” по 18 скважинам по данным за 2004 г. имеются результаты освоения продуктивных объектов (таблица 5.4). Одну скважину следует исключить из рассмотрения результатов, т.к. после перфорации и получения воды в скважине не были проведены промыслово-геофизические исследования (ПГИ) по выявлению наличия заколонных перетоков. В 15 скважинах отмечается совпадение результатов, что составляет 88 % подтверждаемости.

В целом, результаты освоения на месторождениях ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” дают подтверждаемость в пределах 8790 %.

На рисунке 5.3 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности на Ватьеганском нефтяном месторождении ОАО “Лукойл-Западная Сибирь”. Исследования в скважине проведены комплексом методов С/Окаротажа, СГК и термометрии в остановленной скважине. При обработке результатов С/О-каротажа по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИРЗ, в кровельных частях пластов АВ1 и АВ2 отмечается наличие ложной нефтенасыщенности (средние отсчеты Кн тек составили 4064 %) сопоставимой с начальными значениями коэффициентов нефтенасыщения. Анализ промысловой ситуации и данные дополнительных методов ГИС не подтверждают полученную информацию. По замеру ГК в этих интервалах отмечаются радиогеохимические аномалии, а по термометрии в остановленной скважине имеют место отрицательные термоаномалии, связанные с прохождением фронта нагнетаемых вод, выработкой и обводнением этих частей пластов. При обработке данных интервалов с использованием методики, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИНР, Кн тек характеризуются низкими значениями (от 45 до 10 %), что соответствует состоянию разработки указанных пластов. В интервалах пластов, с более низкими коллекторскими свойствами и не затронутых выработкой, результаты обработки С/О-каротажа по двум методикам примерно одинаковые.

На рисунке 5.4 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности на нефтяном месторождении Дружное ОАО “Лукойл-Западная Сибирь”.

Исследования методом С/О-каротажа проведены в терригенном разрезе месторождения Дружное. При обработке результатов С/О-каротажа в интервале исследованных пластов БС10(0) и БС10(1) получены примерно одинаковые значения текущей нефтенасыщенности по обоим методикам обработки.

В пласте БС10(0) и кровельной части пласта БС10(1) обводнение отсутствует, пласты определяются нефтенасыщенными. Обводнение в пласте БС10(1) происходит приконтурными водами, без смены минерализации воды, за счет подъема ВНК.

Рисунок 5.2 Пример определения текущей нефтенасыщенности на нефтяном месторождении ОАО “Сургутнефтегаз” Таблица 5.4 – Анализ сходимости определения текущего насыщения по данным С/О-каротажа и освоения скважин за 2004 г. Кр(УГР) площадь, площадь, АВ8, БВ1, 2360,0-2362,8 52 н АВ7-1, АВ7- 2268,0-2268,4 40 н АВ3, АВ8(2) площадь, ХХ64/ХХ 2325,6-2335,4 7в АВ6, АВ7, 2349,0-2349,8 24 в+н Рисунок 5.3 Пример определения текущей нефтенасыщенности на Ватьеганском месторождении ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” Рисунок 5.4 Пример определения текущей нефтенасыщенности на месторождении Дружное ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” 5.4 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “РОСНЕФТЬ” в Западной Сибири Внедрение метода на объектах ОАО “Юганскнефтегаза” началось в 2005 г. За период 20052006 гг. проведены скважинные исследования в скважинах Мамонтовского, Правдинского, Лемпинского, Южно-Сургутского, Тепловского, Усть-Балыкского, Кудринского, Восточно-Сургутского, Солкинского и Ефремовского нефтяных месторождений (Приложение 13). Исследуемые месторождения находятся на поздней стадии разработки. Минерализация пластовых вод в пределах 1520 г/л. Поддержание пластовых давлений осуществляется путем заводнения поверхностными пресными водами, сеноманскими водами слабой минерализации (1520 г/л) и подтоварными водами. Коллектора представлены терригенными меловыми отложениями полимиктового состава (пласты групп АС и БС). Диапазоны изменения пористости 1625 %, глинистости 340 %, начальных коэффициентов нефтенасыщения от 25 до 55 % для пластов группы АС и от 50 до 70 % для пластов БС.

На рисунке 5.5 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности в скважине Мамонтовского нефтяного месторождения ОАО “Юганскнефтегаз”.

Рисунок 5.5 Пример определения текущей нефтенасыщенности на Мамонтовском месторождении ОАО “Юганскнефтегаз” [Опыт применения “Первоначально пласт АС5-6 в интервалах 2060,2-2082,4 м определялся нефтенасыщенным с Кн нач. от 26 до 52,9 %, в интервале 2083,0-2087,2 м нефтеводонасыщенным с Кн нач. 26-31,7 %, ниже глубины 2087,2 м пласт водонасыщен. По результатам проведенных исследований пласт АС5-6 в интервалах 2060,2-2061,4 м, 2062,6-2063,0 м, 2063,4-2063,8 м, 2065,2-2065,6 м, 2066,0м определялся как пониженно-нефтенасыщенный с низкими ФЕС с Кн,тек(С/О) от 27до32 %, в интервале 2066,8-2071,0 м пласт водонефтенасыщен с Кн,тек(С/О) 43-30 %. Пласт перфорирован в интервалах 2060,4-2061,8 м, 2062,6-2066,4 м и 2067,0-2071,0 м. По результатам опробования скважины общий дебит составил 30 м3/сут с обводненностью продукции 30 %, что хорошо подтверждает результаты С/О-каротажа” [Опыт применения …, 2006].

В таблице 5.5 приведен анализ сходимости определения текущего насыщения по данным С/О-каротажа и освоения скважин за 2005 г. на месторождениях ОАО “Юганскнефтегаза”.

Таблица 5.5 Анализ сходимости определения текущего насыщения по данным С/О-каротажа и освоения скважин за 2005 г. (по данным автора) Всего опробовано у ЗАКАЗЧИКА 33 скважины в том числе условные совпадения: 3 скважины По результатам С/О-каротажа в 2005 году всего прострелено 256,0 м из них получено 815,6 т/сут нефти, что составляет 3,2 т/сут на 1 перфорированный метр.

5.5 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях республики Казахстан Объем исследований методом углеродно-кислородного каротажа на месторождениях компании “Казмунайгаз” республики Казахстан представлен в таблице 5.6. На месторождениях Жетыбай, Каламкас, Асар, Бектурлы, Ю-Жетыбай, Айран-Такыр работы проводились аппаратурно-методическим комплексом АИМС-С производственными партиями ТОО “Techno Trading Ltd” совместно с представителями ООО НПО “Октургеофизика” (Приложения 3, 7).

На месторождении Кум-Коль работы проводились аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС производственными партиями ТОО “КазРоссгеофизика” совместно с представителями ООО НПО “Октургеофизика”.

Основной объем скважинных исследований (более половины), проведен на месторождении Жетыбай одном из старейших нефтяных месторождений на территории республики Казахстан. Его разбуривание началось в конце 60-х годов. Сложное геологическое строение месторождения обусловлено повышенной глинистостью, карбонатностью и углистостью коллекторов полимиктового состава юрских отложений, неоднородных по мощности и простиранию. В образовании коллекторов большую роль сыграли русловые отложения древних рек, определив этим сложный характер распределения фильтрационно-емкостных свойств продуктивной толщи. На сегодняшний день месторождение эксплуатируется механизированным способом. Поддержание пластовых давлений производится закачкой по сети нагнетательных скважин низкоминерализованных и пресных вод. Процент обводненности продукта составляет в среднем 70 %. Изначально высокоминерализованные воды (до 150 г/л солей натрий- и калийхлористого состава) сильно разбавлены закачиваемой водой и, как следствие, минерализация пластовых вод сейчас переменна и неизвестна. Следующей характерной особенностью месторождения Жетыбай по сравнению с аналогичными месторождениями в Западной Сибири является большая мощность продуктивной толщи (до 600 м), относительно более высокая температура (до 120 С), наличие радиогеохимических аномалий до 800900 мкР/ч, которые оказывают значительное влияние на измеряемые параметры. На рисунке 5. приведен пример оценки текущей нефтенасыщенности в одной из скважин месторождения.

Таблица 5.6 Объем исследований методом углеродно-кислородного каротажа на месторождениях компании “Казмунайгаз” республики Казахстан за 2003-2006 гг.

Исследования проведены в терригенном разрезе комплексом методов включающим С/О-каротаж и СГК. Пласт Ю-VI изначально определялся нефтенасышеным, пласт Ю-VII водонасыщеным; пластовые воды высокой минерализации до 200 г/л. При обработке С/О-каротажа по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИРЗ, в интервале продуктивного пласта Ю-VI отмечается наличие ложной нефтенасыщенности с высокими показаниями Кн тек. до 95-100 %, что противоречит показаниям метода СГК. По результатам обработки метода СГК в данном интервале отмечается очень высокая радиогеохимическая аномалия до мкР/час, которая связана с прохождением высокоминерализованного фронта закачиваемой воды. После обработки по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИНР, в этих интервалах ложная нефтенасыщенность пропадает.

Рисунок 5.6 Пример определения текущей нефтенасыщенности на Жетыбайском месторождении республики Казахстан в условиях наличия радиогеохимических аномалий Плановые исследования по площади месторождения позволяют выявлять основные закономерности выработки продуктивных залежей по толщинам пластов. В результате проведенных скважинных исследований на месторождении Жетыбай построен схематический профиль строения и выработки продуктивного горизонта по исследованным скважинам (рисунок 5.7). “Продуктивный горизонт имеет сложное строение. Наряду с протяженными пластами коллекторов, имеются линзовидные прослои. Песчаные прослои значительно отличаются по коллекторским свойствам. Подобное строение пласта способствует неравномерному заводнению залежи. По толщинам пласта при обводненности продукции до 80 % на данном участке залежи охват заводнением по толщине изменяется в пределах 45-70 %. От 30 до 50 % пласта имеют нефтенасыщенность близкую к первоначальной” [Опыт работы …, 2005].

Рисунок 5.7 Профиль выработки продуктивного горизонта по исследованным скважинам [Опыт работы …, 2005] Вырабатываются и обводняются, в основном, протяженные без зон выклинивания пласты песчаников. Полученные данные достаточно тесно коррелируются с результатами исследований профилей поглощения соседних нагнетательных скважин.

Достоверность исследований методом кислородно-углеродного каротажа по ряду скважин была подтверждена результатами опробования. В таблице 5. приведены результаты опробования метода в республике Казахстан.

Подтверждаемость исследований результатами испытаний составила более 80 %.

На рисунке 5.8 приведен пример исследования скважины месторождения Кум-Коль республики Казахстан.

Таблица 5.7 Результаты опробования метода углеродно-кислородного каротажа на месторождениях республики Казахстан Месторождение Жетыбай Месторождение Каламкас При обработке результатов С/О-каротажа по методикам, где в качестве литологических кривых использованы кривые, рассчитанная из спектров ГИРЗ и ГИНР, в интервале исследованных пластов Ю-I, Ю-II и Ю-III получены примерно одинаковые значения текущей нефтенасыщенности. Обводнение пластов происходит приконтурными водами за счет подъема ВНК, без смены минерализации воды, заводняющей пласты.

Интервал 1311-1313 м по данным исследований углеродно-кислородным методом был перфорирован и из него был получен приток безводной нефти.

Рисунок 5.8 Пример определения текущей нефтенасыщенности на месторождении Кум-Коль республики Казахстан 5.6 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Оренбургнефть” Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Оренбургнефть” началось в 2002 и 2003 гг., когда были проведены пробные исследования в 8 и 9 скважинах, соответственно. Затем работы были возобновлены в период 20052006 гг., когда было исследовано 123 скважины на Покровском, Бобровском, Гаршинском, Сорочинско-Никольском, Герасимовском, Зайкинском, Курманевском, Ростошинском и Романовском месторождениях (Приложение 3). Исследовались продуктивные залежи представленные карбонатными и терригенными коллекторами гранулярного типа с пористостью 1224 %. Пластовые воды рассматриваемых месторождений хлоркальциевого и хлор-натриевого состава изменяются от маломинерализованных (30 г/л) до высокоминерализованных (120150 г/л). Поддержание пластовых давлений производится нагнетанием пресных и подтоварных вод. В приложениях 14 и 15 приведены данные о результатах С/О-каротажа, выполненного ООО НПО “Октургеофизика” на месторождениях ОАО “Оренбургнефть”. Отмечено, что “во всех скважинах в исследуемых интервалах определена текущая нефтенасыщенность коллекторов, выделены локальные зоны повышенной нефтенасыщенности в обводнившихся пластах, дан прогноз отдачи, в пластах с ВНК определено его текущее положение”. Подтверждаемость результатов составила более 83 %, ни по одной из скважин НГДУ “Сорочинскнефть” ОАО “Оренбургнефть” не получено отрицательного результата. Дополнительно отмечено, что “практически всегда заключения по интерпретации выдавались с опережением сроков”, что, по мнению автора, в совокупности с существующей подтверждаемостью результатов исследований является косвенным доказательством технологичности методики.

На рисунке 5.9 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности на одном из месторождений ОАО “Оренбургнефть” в карбонатном разрезе в пласте, обводненном разноминерализованной водой.

Рисунок 5.9 Пример определения текущей нефтенасыщенности в карбонатном разрезе в пласте, обводненном разноминерализованной водой Исследования методом С/О-каротажа и СГК проведены в карбонатном разрезе, с открытой пористостью пластов коллекторов 12-13 %. При обработке результатов С/О-каротажа по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИРЗ, в интервале пласта D- отмечается наличие ложной нефтенасыщенности с Кн тек ср С/О 72 %. Начальные значения коэффициента нефтенасыщения Кн нач ГИС 94 %. Полученные значения коэффициентов текущего насыщения не подтверждается результатами исследований методом СГК. По кривой интегрального ГК в интервале пласта D-4 отмечается радиогеохимическая аномалия. Ее урановая составляющая в карбонатном разрезе может быть связана только с прохождением минерализованного фронта закачиваемой воды и обводнением пласта.

При обработке данного интервала с использованием методики обработки по спектрам ГИНР текущие коэффициенты нефтенасыщения характеризуются низкими значениями (Кн тек ср С/О составил 16 %), что соответствует остаточным коэффициентам нефтенасыщения обводненных пластов.

В пласте D-5, изначально водонасыщенном, результаты обработки С/Окаротажа по двум методикам примерно одинаковые.

На рисунке 5.10 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности на одном из месторождений ОАО “Оренбургнефть” в терригенном разрезе в пласте, обводненном разноминерализованной водой.

Рисунок 5.10 Пример определения текущей нефтенасыщенности на месторождении Сорочинско-Никольское ОАО “Оренбургнефть” Исследованный разрез до глубины 2375 м представлен плотными карбонатными породами, ниже этой глубины залегают терригенные отложения, состоящие из пористых песчаников, алевролитов и глин. В продуктивном пласте D3 изначально ВНК определялся на глубине 2387 м. Пластовые воды высокоминерализованные до 150 г/л. Обработка результатов С/О-каротажа по двум методикам показала одинаковые результаты. Обводнение происходит пластовой водой, без смены минерализации за счет подъема ВНК до глубины 2382,2 м. Результаты С/О-каротажа хорошо подтверждаются исследованиями методом двухзондового импульсного каротажа 2ИНГК, который при условии высокой минерализации пластовых вод однозначно оценивает текущее насыщение неперфорированных пластов.

5.7 Внедрение метода углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях ОАО “Сибнефть” Перед началом массовых производственных работ на объектах ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз” были проведены сравнительные скважинные исследования аппаратурно-методических комплексов серии АИМС (работы проводились фирмами ООО “Нефтегазгеофизика” и ООО “Октургеофизика”) и PSGT (фирма Halliburton) (Приложение 16). По результатам проведенных работ было сделано заключение, что “качество материалов, представленных фирмами “Октургеофизика” и “Нефтегазгеофизика” не уступает материалам, представленным фирмой Halliburton и позволяет оперативно решать задачу определения текущей нефтенасыщенности исследуемых скважин через колонну (Приложение 16). В дальнейшем были проведены скважинные исследования в 80 скважинах Муравленковского, Ярайнерского, Вынгапуровского, Суторминского, Умсейского, Крайнего и Тарасовского нефтяных месторождений. Исследовались нефтеносные пласты АС и БС, представленные терригенными коллекторами, неоднородными по простиранию и мощности в пределах месторождения.

Изменение пористости и проницаемости коллекторов варьируют в пределах 1828 % и 2300 мдси. Минерализация пластовых вод натрий-хлористыми и калий-хлористыми солями составляет 1020 г/л. Поддержание пластовых давлений производится нагнетанием поверхностных пресных и подтоварных вод путем внутриконтурного заводнения. В настоящий момент месторождения находятся на поздней стадии эксплуатации со средней обводненностью 6080 %.

Подтверждаемость полученных данных результатами освоения составляет порядка 80 %.

На рисунке 5.11 приведен пример определения текущей нефтенасыщенности на нефтяном месторождении ОАО “Сибнефть”. Исследования проведены в терригенном разрезе комплексом методов включающим С/О-каротаж, СГК и 2ИНГК. Продуктивный пласт с ВНК, пластовые воды низкой минерализации 15-20 г/л. При обработке С/О-каротажа по методике, где в качестве литологической кривой использована кривая, рассчитанная из спектров ГИРЗ, в изначально водонасыщенной части пласта отмечается наличие ложной нефтенасыщенности с Кн тек до 45-50 %, что связано с прохождением разноминерализованного фронта закачиваемой воды. Это подтверждается результатами исследований метода СГК (наличие радиогеохимической аномалии), и двухзондового импульсного каротажа (превышение показаний малого зонда над большим по компенсационной методике). После обработки по методике спектров ГИНР в этих интервалах ложная нефтенасыщенность пропадает.

На рисунке 5.12 приведен пример выявления нефтенасыщенности в пласте ПК-20, не исследованным комплексом ГИС при бурении.

Рисунок 5.11 Пример определения текущей нефтенасыщенности на месторождении Суторминское ОАО “Сибнефть” Начиная с 1996 г., когда были проведены первые скважинные испытания, по конец 2006г. аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС, разработанным автором, в различных его модификациях были проведены скважинные исследований в России и за рубежом более чем в 3000 скважинах, из них:

– 37 скважин, исследованных за период 1997-1998 г., выполнялись совместно производственными партиями ОАО “Когалымнефтегеофизика” и ООО “Октургеофизика”;

– 749 скважинных исследований выполнено трестом “Сургутнефтегеофизика” для ОАО “Сургутнефтегаз”;

– 428 скважинных исследований выполнено ОАО “Нижневартовскнефтегеофизика”;

– 88 скважинных исследований выполнены ТОО “Techno-Trading Ltd.”, Рисунок 5.12 Пример выявления нефтенасыщенности пласта на месторождении Ярайнейское ОАО “Сибнефть” – 20 скважинных исследований выполнены ТОО “КазРоссгеофизика”, – 10 скважинных исследований выполнены “Туркменнебитгеофизика”, Туркменистан;

– не менее 1716 скважинных исследований проведены производственными партиями ООО “Октургеофизика”.

Выполненный объем составил не менее 60% от общего объема исследований углеродно-кислородного каротажа, выполненного в России, в т.ч. и с участием зарубежных компаний.

Наиболее массовыми потребителями услуг на проведение углеродно-кислородного каротажа аппаратурно-методическим комплексом серии АИМС с целью определения текущей нефтенасыщенности в период 20002006 г. были:

– ТНК-ВР, бизнес единица “Самотлор” не менее 1323 скважинных исследований;

– ОАО “Сургутнефтегаз” не менее 749 скважинных исследований;

– ОАО “Лукойл-Западная Сибирь” и “Лукойл-Коми” не менее скважинных исследований;

– ОАО “Оренбургнефть” не менее 140 скважинных исследований.

В результате внедрения на нефтяных месторождениях ОАО “ТНК-ВР” в Западной Сибири в 19992001 г. на Самотлорском нефтяном месторождении выявлены перспективы “истощенного” объекта АВ4-5, обнаружена зона промышленного нефтенасыщения с получением промышленного притока нефти и оцененным по категории С1 запасом в 730 тыс. т. На Красноленинском нефтяном месторождении Талинской площади открыта новая залежь, в результате опробования которой получен промышленный приток нефти [К проблеме …, 2001].

15 ноября 2002 г. Центральное правление научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М.Губкина за “обеспечение прироста запасов и повышения извлекаемости углеводородов на длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с использованием углерод/кислородного каротажа” вручило автору премию имени академика И.М.Губкина за работы по определению текущей нефтенасыщенности на Самотлорском нефтяном месторождении в период 1999-2002 г.

В результате внедрения на нефтяных месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” в Западной Сибири метод углеродно-кислородного каротажа, разрабатываемый автором, доведен по массового промышленного применения без авторского сопровождения. Учет всех замечаний и недочетов, выявленных сотрудниками треста “Сургутнефтегеофизика”, позволил в кратчайшие сроки довести метод до уровня фирмы Halliburton, широко представленной при проведении углеродно-кислородного каротажа на объектах ОАО “Сургутнефтегаза”. Детальная статистика проведения скважинных исследований, применяемая в тресте, позволила получить количественные оценки качества работы комплекса и, на основании этого, выявить наиболее уязвимые его места с последующим сосредоточением усилий на их ликвидацию. Из исследованных за период 20042006г. аппаратурно-методическим комплексом АИМС-С 626 скважин было зафиксировано: 3 отказа, в результате которых скважина не была исследована; 34 скважины, исследованные с дефектами по причине неисправностей собственно аппаратуры АИМС-С; 45 скважин, исследованных с дефектами по причине неисправностей импульсного нейтронного генератора ИНГ-06; скважин, исследованных с дефектами по причине неисправностей спускоподъемного оборудования [Отчет …, 2006]. По мнению автора, приведенная статистика свидетельствует о хорошей надежности аппаратурно-методического комплекса АИМС-С. Замена нейтронного генератора ИНГ-06 на более стабильный позволит снизить показатель дефектов до 56 % от количества исследованных скважин.

Результаты внедрения метода на нефтяных месторождения ОАО “ЛУКОЙЛ”, ОАО “Сибнефть”, ОАО “Роснефть” в Западной Сибири, нефтяных месторождениях ОАО “Оренбургнефть” в Волго-Уральской провинции, нефтяных месторождениях “Казмунайгаз” в республике Казахстан показали хорошую подтверждаемость метода результатами опробования. Практически везде этот показатель не опускается ниже 80 %, доходя в ряде случаев до 90 %. Получаемые по результатам углеродно-кислородного каротажа данные используются в нефтяных компаниях для гидродинамических моделей эксплуатируемых месторождений. Площадные исследований позволяют проводить своевременный мониторинг разрабатываемых залежей, выявляя застойные, неохваченные выработкой нефтенасыщенные зоны. Соответственно, вовлечение их в разработку позволяет увеличить коэффициенты извлечения продукции.

Заключение В результате выполненных автором теоретических и экспериментальных исследований впервые в России разработан, изготовлен и внедрен в практику геофизических исследований нефтегазовых скважин аппаратурнометодический комплекс углеродно-кислородного каротажа, позволяющий оперативно оценивать нефтенасыщенность пластов в условиях низкой или неизвестной минерализации пластовых вод через стальную колонну. Комплекс создан на основе продукции отечественной промышленности - импульсный нейтронный генератор, детекторы гамма-излучения, конструкционные материалы и состоит из:

собственно скважинного прибора углеродно-кислородного каротажа;

технологии проведения скважинных исследований, включая настройку и калибровку аппаратуры, регистрацию данных (каротаж) и контроль измерительного тракта скважинной аппаратуры;

методики интерпретации данных углеродно-кислородного каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности пластов.

В ходе проведения исследований получен ряд новых научных, технических и методических результатов, в том числе:

система регистрации наведенного гамма-излучения с временной и энергетической дискретизацией, обеспечивающая применение различных алгоритмов обработки спектров;

система стабилизации энергетической шкалы регистрируемых спектров, основанная на сравнении зарегистрированных спектров с эталонным;

система оцифровки амплитудных спектров, основанная на связи энергии регистрируемых гамма-квантов с амплитудой импульса на выходе ФЭУ в фиксированный момент времени от начала нарастания его переднего фронта;

система принудительного охлаждения термопоглотителей скважинного прибора перед началом проведения скважинных исследований, позволяющая существенно увеличить время работы аппаратуры в условиях высоких пластовых температур;

методика интерпретации данных углеродно-кислородного метода для оценки текущей нефтенасыщенности коллекторов;

изучено влияние большого числа технических, технологических и методических факторов на эксплуатационные и метрологические характеристики аппаратурно-методического комплекса;

обоснована необходимая дополнительная информация, (получаемую по керну и/или по комплексу ГИС), необходимая для проведения количественной интерпретации скважинных данных;

изучено влияние неполноты дополнительной информации на точность определения текущей нефтенасыщенности.

В результате моделирования методом Монте-Карло и экспериментальных исследований оптимизированы все компоненты аппаратурно-методического комплекса. Разработанный комплекс обеспечивает необходимую для практики точность и достоверность оценки текущей нефтенасыщенности и не уступает лучшим зарубежным аналогам.

Широкое внедрение аппаратурно-методического комплекса на нефтяных месторождениях России, Казахстана и Туркменистана, позволило вовлечь в промышленную разработку ряд новых объектов, провести более достоверную переоценку нефтенасыщенности уже известных объектов, открыть новые залежи.

Полученные в ходе проведенных автором исследований результаты, а также конструктивные, схемотехнические и методические результаты нашли применение при разработке других ядерно-геофизических методов каротажа, в частности, спектрометрии естественного гамма-излучения, гамма-гамма плотностном спектрометрическом каротаже, и др.