СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ЗАЛЕГАНИЯ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/00 

Описание патента на изобретение RU2567935C1

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород.

Известен способ изучения геологических разрезов скважин, включающий геофизические исследования, определение плотности пород по шламу, непрерывно отбираемому в процессе бурения. Операцию разделения разреза на геологические циклы осадконакопления проводят по данным гармонического анализа кривых геофизических исследований скважин, преобразуя кривые геофизических исследований скважин в последовательности кривых - главных гармонических составляющих с периодами, равными размерам элементарных циклитов в соответствующих интервалах разреза. Выявляют границы интервалов с непрерывной гармонической характеристикой, определяя тем самым точки смены циклов осадконакопления, по которым судят о местоположении несогласий (Опубликованная заявка на изобретение РФ №92003522, опубл. 19.06.1995).

Недостатком известного способа является неточность соответствия местоположения несогласий с наличием газа в продуктивных пластах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважины, согласно которому по стволу скважины проводят акустический каротаж, регистрируют и проводят анализ полного волнового сигнала и фазокорреляционных диаграмм. При этом отраженные от муфтовых соединений поверхностные волны регистрируют после полного затухания прямых акустических волн, проходящих от излучателя к приемникам без отражений. Наличие и положение газонасыщенных интервалов определяют по отсутствию или многократному ослаблению отраженных поверхностных волн (Патент РФ №2304215, опубл. 10.08.2007 - прототип).

Известный способ не обладает достаточной точностью определения интервалов газоносных пластов, т.к. его проведение невозможно в открытом стволе скважины и способ проводится через эксплуатационную колонну.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине.

Задача решается тем, что в способе определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине, включающем проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, согласно изобретению исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Сущность изобретения

Оценка местоположения газоносных пластов в интервалах терригенного и карбонатного разреза имеет важное практическое значение. Так, газоносные пласты (насыщенные азотом) в карбонатном разрезе нижнепермских и верхнекаменоугольных отложений затрудняют, а то и вовсе не позволяют выполнять проводку ствола скважины при бурении на нижележащие горизонты. Необходимо в этом случае перекрывать промежуточной колонной интервалы газонасыщенных пород.

Существующие способы оценки местоположения газоносных пластов в интервале терригенных отложений верхнепермских, неогеновых и четвертичных отложений, перекрываемых кондукторными колоннами, основаны на сопоставлении кривой цементометрии кондуктора по методу ГГКп (гамма-гамма-цементомер) и НГК. Газоносные пласты определяются по высоким показаниям ГГКп и НГК при условии качественного цементажа кондуктора по акустическому цементомеру. При некачественном цементаже кондукторных колонн (по АКЦ) метод не работает. Кроме того, данный способ практически неприменим для оценки местонахождения газоносных пластов в карбонатных отложениях нижнепермского и каменоугольного возраста, перекрытых эксплуатационной колонной, в силу значительно меньшего коэффициента пористости карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными и недостаточной разрешающей способностью гамма-гамма-цементомеров.

Решение данной проблемы возможно путем применения для оценки кривой плотности пород двухзондового прибора метода рассеянного гамма-излучения (ГГКп). Регистрация рассеянного гамма-излучения двумя зондами: большим (IБ) и малым (IM) позволяет при расчете плотности пород исключить значительное влияние бурового раствора и глинистой корки на показания метода. Так, на малый зонд большее влияние оказывает буровой раствор и глинистая корка, а на большой зонд - вскрытые скважиной породы. Расчет кривой плотности двухзондовых приборов основан на показаниях большого и малого зонда, результатов калибровки каналов и измерения в эталонных средах (IМЭ) и (IБЭ). Так, для получения диаграммы плотности с аппаратурой РГП-2 является выражение

F(δ)=K1(IБ/IМ)-K2IM,

где Κ1 находится по отношению IМЭ/IБЭ, а K2=0.6/IМЭ; K1 и K2 - метрологические характеристики прибора.

Физическая сущность технологии основана на том, что газонасыщенные породы обладают меньшей плотностью по сравнению с водо- и нефтенасыщенными. Показания нейтронных методов (НГК или ННКт) зависят от водородосодержания горных пород. При этом для заинверсионных зондов зависимость показаний от водородосодержания пород обратная. Так, для пород, насыщенных газом, показания НГК или ННКт бóльшие, чем для тех же пород, насыщенных водой или нефтью (в газонасыщенных коллекторах общее количество водорода меньше, чем в тех же коллекторах, насыщенных водой или нефтью).

Итак, по кривой ГК выделяют пласты с низкими показателями, или неглинистые пласты, по ГГКп рассчитывают кривую плотности пород, производят нормализацию кривых (наложение) кривой большого зонда компенсационного нейтронного каротажа с кривой плотности, рассчитанной по ГГКп, признаком наличия газоносного пласта является несовпадение кривых, а именно интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Пример практического применения.

Проводят исследования в скважине на стадии разбуривания кондуктора скважины. Оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. В нашем случае методы нейтронного каротажа (ННКт двумя зондами: большим ННКб и малым ННКм) и ГК регистрируют аппаратурой КСАТ - РК5 (разработка ОАО «Геотрон», г. Тюмень), а плотностной каротаж - аппаратурой ГГК-2 (разработка ОАО НПФ «ГЕОФИЗИКА», г. Уфа). Глубинность исследования нейтронных зондов 40-45 см, глубинность исследования прибора плотностного каротажа - 15 см с диаметром исследования скважин от 146 до 300 мм. То есть прибором с наименьшей глубинностью исследования является прибор плотностного каротажа (аппаратура ГГК-2). Ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, в наших примерах практического применения в терригенном разрезе исследования были проведены в скважине диаметром 150 мм, а в примере карбонатного разреза - 215,9 мм. Прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором. Проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК). Дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора. При анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

В результате выявлено следующее.

Терригенный разрез шешминского горизонта уфимского яруса в скважине №23 Ново-Елховского месторождения представлен на фиг. 1.

Интервал: 108,6-131,0 м представлен песчаниками по верхнему прослою 108,6-120,2 м (заштрихован) газонасыщенными (низкие показания кривой плотности по ГГКп и высокие показания кривой ННКб) и по нижнему прослою битумонасыщенными (в этом интервале кривые плотности по ГГКп и ННКб практически совпадают друг с другом).

Карбонатный разрез каширского горизонта московского яруса в скважине №7637 Ново-Елховского месторождения представлен на фиг. 2. В данной скважине в процессе бурения в интервале каширского горизонта возникли осложнения, связанные с газопроявлением. Для продолжения бурения до проектного горизонта возникла необходимость определения интервалов газоносных пластов с целью перекрытия их промежуточной колонной. Для этого в скважине был проведен промежуточный каротаж. Выполнена предлагаемая в изобретении технология нормализации кривых ННКт (на фиг. 2 кривая NKDT тонкая) с кривой плотности по ГГКп (кривая GGK, толстая), которая позволила выявить интервалы газоносных пластов (на фиг. 2 интервалы газоносных пластов заштрихованы), перекрыть их промежуточной колонной и успешно завершить бурение скважины до проектного горизонта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине.

Похожие патенты RU2567935C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ С ВЯЗКОЙ ИЛИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ 2015
  • Хисамов Раис Салихович
  • Халимов Рустам Хамисович
  • Назимов Нафис Анасович
  • Мусаев Гайса Лёмиевич
  • Махмутов Фарид Анфасович
  • Приходченко Вадим Борисович
RU2567581C1
СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА В СКВАЖИНАХ 1990
  • Кучурин Е.С.
  • Лысенков А.И.
SU1835940A1
Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин 2003
  • Афанасьев В.С.
  • Афанасьев С.В.
  • Афанасьев А.В.
RU2219337C1
СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ В РАЗРЕЗАХ СКВАЖИН КОЛЛЕКТОРОВ, НАСЫЩЕННЫХ ГАЗОГИДРАТАМИ 2011
  • Ильин Алексей Владимирович
  • Сковородников Игорь Григорьевич
RU2537521C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО КОМПЛЕКСУ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ (ВАРИАНТЫ) 2011
  • Лысенков Александр Иванович
  • Лысенков Виталий Александрович
  • Гуляев Павел Николаевич
RU2476671C1
СПОСОБ ОЦЕНКИ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ГАЛИТИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ИЗМЕРЕНИЙ МЕТОДОМ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА 2022
  • Бабкин Игорь Владимирович
  • Егурцов Сергей Алексеевич
  • Иванов Юрий Владимирович
  • Меньшиков Сергей Николаевич
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Кирсанов Сергей Александрович
RU2784205C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛИНЫ ЗАМЕДЛЕНИЯ БЫСТРЫХ НЕЙТРОНОВ В ГОРНЫХ ПОРОДАХ, ПЕРЕСЕЧЕННЫХ СКВАЖИНОЙ 1997
  • Кучурин Е.С.
  • Мухамадиев Р.С.
  • Кучурина О.Е.
RU2164696C2
Способ проводки горизонтального ствола скважины в целевом интервале осадочных пород на основании элементного анализа шлама 2019
  • Немова Варвара Дмитриевна
RU2728000C1
Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами 2019
  • Егурцов Сергей Алексеевич
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Арно Олег Борисович
  • Иванов Юрий Владимирович
  • Меркулов Анатолий Васильевич
  • Арабский Анатолий Кузьмич
  • Лысенков Александр Иванович
  • Филобоков Евгений Иванович
RU2703051C1
Способ определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по данным геофизических исследований скважин 2022
  • Береснев Антон Владимирович
  • Хабаров Алексей Владимирович
  • Иванцив Игорь Мирославович
RU2794165C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 567 935 C1

Реферат патента 2015 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ЗАЛЕГАНИЯ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород. Технический результат направлен на повышение точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине. При определении интервалов залегания газоносных пластов в скважине исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины. Предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. Ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания. Поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора. При анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК. 2 ил.

Формула изобретения RU 2 567 935 C1

Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине, включающий проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, отличающийся тем, что исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2567935C1

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН 2006
  • Князев Александр Рафаилович
RU2304215C1

RU 2 567 935 C1

Авторы

Хисамов Раис Салихович

Халимов Рустам Хамисович

Мусаев Гайса Лёмиевич

Махмутов Фарид Анфасович

Юнусов Ирек Мияссарович

Даты

2015-11-10Публикация

2015-02-05Подача