СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПУСТОТ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ, ЗАПОЛНЕННЫХ МИНЕРАЛИЗОВАННЫМ ФЛЮИДОМ, В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТРОЖДЕНИЙ Российский патент 2023 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин (ГИС), в частности, к ядерно-физическим методам исследований обсаженных нефтегазовых скважин, особенности строения геологического разреза которых характеризуются процессами рапопроявлений, и предназначено для выделения интервалов пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом (рапой), в выделенных интервалах рапопроявлений.

Известен способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, основанный на облучении внутрискважинного пространства ядерным источником, расположенным в обсаженной скважине, измерении интенсивностей потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, проходящего от источника через скважинную жидкость, определении функции минерализации скважинной жидкости как отношения интенсивностей текущих потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, регистрируемого по стволу скважины, к отношению интенсивностей потока рассеянного и частично поглощенного излучения в пресной воде, и определении минерализации и плотности скважинной жидкости путем совмещения полученной функции минерализации скважинной жидкости со значениями калибровочной зависимости, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию или плотности, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(_c,p)мин, как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов Х_{тек.ннк.нт.м.} к интенсивности потока тепловых нейтронов Х_тек._{ннк.т.м.}, измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов J_{ннк.т.в.} к интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{ннк.нт.в} в пресной воде (пат. РФ №2693102, Е21 В47/1005).

Ограничением данного способа является необходимость как можно более точного воспроизведения реальных конструктивных особенностей скважин при проведении модельных измерений для построения калибровочной зависимости, что не всегда возможно для скважин с рапоносными интервалами.

Известен способ выявления зон отложения солей в скважине, основанный на проведении скважинных геофизических исследований методом ИННК и анализе временного распределения плотности тепловых нейтронов, отличающийся тем, что путем однократного измерения в скважине параметры времени жизни тепловых нейтронов в начальной τ_н и дальней τ_д областях временного спада плотности нейтронов определяют во временных «окнах» Δt₁=Δt₂=100 мкс при временных задержках в начальной t₁=100 мкс и дальней t₂=400 мкс областях временного спада плотности нейтронов, соответствующих пространству непосредственно за НКТ и в прискважинной части пласта, выполняют нормирование τ_н и τ_д по плотным пластам, не являющимся коллекторами, а зоны отложения солей на внешней поверхности НКТ выявляют по относительному снижению параметра τ_н в сравнении с τ_д (Пат. РФ №2433261, Е21В 47/10).

Ограничением данного способа является то, что он рассчитан на выделение зон отложения солей внутри скважины на поверхности НКТ, но не в пласте и цементном камне.

Известен способ, при котором в результате измерений спектрометрического нейтронного гамма-каротажа - НГК-С и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК-Т вначале выделяют пласты соли по аномальному росту показаний больших зондов - ННКбз при отсутствии роста показаний малых зондов - ННКмз на фоне показаний этих зондов в водонасыщенном пласте (ВП), затем на фоне полученных показаний выделяют пласты, насыщенные рапой, по резкому падению показаний зондов НГКбз и ННКбз и резкому росту кривой декремента ИННК по сравнению с показаниями указанных зондов в ВП. О наличии рапопоглощающих интервалов судят по их положению под пластами каменной соли с менее резким, чем в случае рапоносного пласта, падением показаний НГКбз и ННКбз и менее резким ростом кривой декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП. О наличии интервалов поглощения рапы в пустотах цементного камня судят по падению показаний НГКмз и ИННКмз при постоянном значении декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП (пат. РФ №2755100, МПК G01V 5/10) (Данный способ принят за прототип).

Недостаток известного способа обусловлен применением методики выделения рапонасыщенных пластов по абсолютным количественным приращениям каротажных кривых нейтронных методов в указанных интервалах, однако указанные значения приращений наблюдаются лишь при некоторых известных геолого-технических условиях измерения, а при других геолого-технических условиях границы допустимых изменений кривых могут изменяться, при этом сами геолого-технические условия остаются не исследованными.

Техническим результатом, достигаемым применением заявленного способа определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных месторождений является повышение информативности ГИС, осуществляемых комплексом ядерно-физических методов, включающих нейтронный каротаж, позволяющих выявить интервалы цементного камня с заполненными минерализованным флюидом (рапой) пустотами с учетом проведенной оценки границ расположения рапоносных и рапопоглощающих интервалов.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных месторождений, включающем скважинные геофизические исследования методами нейтрон-гамма-каротажа - НГК и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК-Т, предварительно после бурения скважины осуществляют в открытом стволе скважинные измерения методом гамма-каротажа ГК и определяют фоновую интенсивность счета гамма-излучения - Jгк⁰ и проводят фоновые замеры спектрометрического гамма-каротажа СГК с определением значений тория Th_fon, калия K_fon и урана U_fon, а затем в обсаженной скважине проводят скважинные измерения методом гамма-каротажа - ГК и определяют интенсивность счета гамма-излучения пластов в обсадной колонне скважины - Jгк и регистрируют радиогеохимические аномалии - РГХА: Δ=Jгк-Jгк⁰, которые могут быть связаны с наличием минерализованного флюида, затем для выяснения природы обнаруженных РГХА, проводят замеры гамма-излучения в процессе спектрометрического гамма-каротажа - СГК для получения значений содержаний урана: U, тория: Th и калия: K, в результате обработки которых получают аномалии урана ΔU=U-U_fon, тория ΔTh=Th-Th_fon и калия ΔK=K-K_fon, при этом в интервалах глин, вмещающих рапопроявляющий (как рапоносный, являющийся источником поступления рапы, так и рапопоглощающий) пласт, выделяются наличием аномалии РГХА по ГК: Δ=Jгк-Jгк⁰, при которой отмечается также высокое значение РГХА по урану - ΔU, характеризующее рапопроявляющий пласт и связанное с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в глинах при поступлении рапы из рапоносного пласта либо поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением, а повышенное (по сравнению с соседними незаглинизированными пластами) значение РГХА по урану- ΔU между рапопроявляющими пластами характеризует прохождение потока рапы по стволу скважины от рапоносного к рапопоглощающему интервалу.

Затем проводят запись данных НГК и данных двух зондов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т и определяют интенсивности счета нейтронов - Jнгк и Jннк, далее нормируют их в интервалах солей согласно формул:

и проводят сопоставление нормированных кривых зонда НГК Jнгк^норм _и большого зонда 2ННК-Т Jннкбз^норм в солях: Jнгк^норм=Jннкбз^норм, при этом при установлении превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т: Jнгк^норм>Jннкбз^норм определяют пустоты цементного камня, заполненные минерализованным флюидом - рапой, а при установлении превышения нормированных показаний 2ННК-Т над НГК: Jнгк^норм<Jннкбз^норм определяют наличие каверны в цементном камне,

где:

Jгк⁰ - фоновая интенсивность счета гамма -излучения метода гамма-каротажа ГК в открытом стволе скважины, мкР/час,

Jгк - интенсивность счета гамма -излучения пластов в обсадной колонне скважины, мкР/час,

Jнгк^норм _ нормированные показания кривых зонда метода НГК, у.е.,

Jнгкmin - минимальное значение показания зонда метода НГК в обсаженной скважине, у.е.,

Jнгк - интенсивность счета нейтронов спектрометрического нейтронного-гамма-каротажа - НГК в обсаженной свкажине, у.е.,

Jнгкmах - максимальное значение показания зонда метода НГК, в обсаженной скважине, у.е.,

Jннк^норм - нормированные показания кривых большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,

Jннкmin - минимальное значение показания счета тепловых нейтронов большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,

Jннкmах - максимальное значение показания счета тепловых нейтронов большого зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.

На фиг. 1 показана конфигурация кривых ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, против рапоносного пласта, являющегося источником поступления рапы в скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале осуществляют в открытом стволе скважинные измерения методом гамма-каротажа - ГК и определяют фоновую интенсивность счета Jгк⁰ и проводят фоновые замеры спектрометрического гамма-каротажа СГК с определением значений тория Th_fon, калия K_fon и урана U_fon, а затем в обсаженной скважине проводят скважинные измерения методом гамма-каротажа - ГК и определяют интенсивность счета гамма -излучения пластов в обсадной колонне скважины - Jгк и регистрируют радиогеохимические аномалии - РГХА Δ=Jгк-Jгк⁰, которые могут быть связаны с наличием минерализованного флюида, затем для выяснения природы обнаруженных РГХА, проводят замеры гамма-излучения в процессе спектрометрического гамма-каротажа - СГК для получения значений содержаний урана: U, тория: Th и калия: K, в результате обработки которых получают аномалии урана ΔU=U-U_fon, тория ΔTh=Th-Th_fon и калия ΔK=K-K_fon.

Гамма-активности тория и калия приурочены к литологическому строению пласта (различные типы глин, полевых шпатов и т.д.), в то время как гамма-активность урана приурочена к наличию органического вещества и содержанию пластовых вод.

Интервалы глин, вмещающих рапопроявляющий (как рапоносный, являющийся источником поступления рапы, так и рапопоглощающий) пласт, выделяются наличием аномалии РГХА по ГК, при которой отмечается также высокое значение РГХА по урану, характеризующее рапопроявляющий пласт и связанное с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в глинах при при поступлении рапы из рапоносного пласта либо поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением, а повышенное (по сравнению с соседними незаглинизированными пластами) значение РГХА по урану между рапопроявляющими пластами характеризует прохождение потока рапы по стволу скважины от рапоносного к рапопоглощающему интервалу.

Далее проводят запись данных НГК и данных двух зондов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т и определяют интенсивности счета нейтронов - Jнгк и Jннк, затем нормируют их в интервалах солей, подбирая масштабы вывода кривых (т.е. Jнгк_min, Jнгк_max, Jннк_min, Jннк_max) так, чтобы выполнялось условие Jнгк^норм=Jннкбз^норм, при этом:

и проводят сопоставление нормированных кривых зонда НГК J_нгк^норм и большого зонда 2ННК-Т Jннкбз^норм в солях: Jнгк^норм=Jннкбз^норм, при этом при установлении превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т: Jнгк^норм>Jннкбз^норм определяют пустоты цементного камня, заполненные минерализованным флюидом - рапой, а при установлении превышения нормированных показаний 2ННК-Т над НГК: J_нгк^норм<J_ннкбз^норм определяют наличие каверны в цементном камне.

Малый зонд 2ННК-Т обладает малой глубинностью, поэтому подвержен наиболее сильному влиянию помех, связанных с конструктивными особенностями скважины (то есть ближней зоны). Методы НГК и 2ННК-Т по-разному реагируют на наличие в среде атомов хлора, т.к. хлор является сильным поглотителем тепловых нейтронов. При поглощении тепловых нейтронов выделяются 2-3 гамма-кванта, поэтому чем больше концентрация хлора в среде, тем выше счет зонда НГК.

При увеличении концентрации хлора в прискважинной зоне наблюдают превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т Jнгк^норм<Jннкбз^норм, связанные с наличием минерализованного флюида в пустотах цементного камня. Превышение же нормированных показаний 2ННК-Т над НГК Jнгк^норм<Jннкбз^норм обусловлено наличием каверны.

По совместному анализу комплекса описанных методов осуществляют выделение интервалов пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом (рапой) в выделенных интервалах рапопроявлений по следующим признакам.

Рапа в пустотах цементного камня:

- превышение нормированных в интервале солей показаний НГК над 2ННК-Т: Jнгк^норм<Jннкбз^норм.

Наличие каверны в цементном камне:

- превышение нормированных показаний 2ННК-Т над НГК: Jнгк^норм<Jннкбз^норм определяют наличие каверны в цементном камне.

Изначально рапоносный пласт, являющийся источником поступления рапы в пласте:

- наличие аномалии РГХА по ГК, высокая РГХА по урану, расположенная против пласта, связанная с адсорбцией радиоактивных ионов в колонне при интенсивном истечении рапы из пласта и максимальная по разрезу РГХА по урану, расположенная против интервала вмещающих глин над или под рапоносным пластом, связанная с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в глине при прохождении потока рапы по стволу скважины;

- возможное наличие в кровле либо подошве прискважинной части рапоносного пласта образовавшихся после бурения и не отраженных на показаниях каверномера каверн, определяемых по нормированным в интервалах солей показаниям 2ННК-Тбз, НГК, Jнгк^норм<Jннкбз^норм, связанное с размытием и разрушением прискважинной части пласта при истечении рапы.

Рапопоглощающий пласт:

- наличие аномалии РГХА по ГК, высокая РГХА по урану, расположенная против вышележащих (в случае расположения рапоносного пласта над рапопоглощающим) либо нижележащих (в случае расположения рапоносного пласта под рапопоглощающим) пластов вмещающих глин, связанная с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в них при поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением.

На фиг. 1 показана конфигурация кривых ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, против рапоносного пласта, являющегося источником поступления рапы в скважину. Рапоносный пласт выделяется на глубине 750 м и расположен под соляной толщей. Он характеризуется повышенными показаниями ГК (в 3-ей колонке) и высокими концентрациями урана (в 2-ой колонке), при этом максимальная РГХА по урану наблюдается в нижележащем глинистом пласте 756-765 м. На глубине 690 м расположены два рапопоглощающих пласта, характеризуемые высокими РГХА по урану. Практически на всем интервале от рапоносного до рапопоглощающих пластов наблюдается проникновение рапы в пустоты цементного камня, что подтверждается и повышенными показаниями урана в этом интервале, а на глубине 730-750 м при миграции рапы по заколонному пространству произошло образование каверны в прискважинной части соляной толщи, не отмеченной ранее по показаниям каверномера.

В отличие от аналогов, заявленный способ предусматривает исследование скважин на разных этапах их строительства и эксплуатации, характеризующихся разными геолого-техническими условиями, специфика которых, касающаяся рапопроявлений, учитывается при использовании комплекса методов: ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, выявляющих особенности строения геологического разреза сразу после бурения; состояние пластов, наличие рапы в пустотах цементного камня - после обсадки скважин и, в дальнейшем, - в процессе их эксплуатации. Сравнение результатов измерений ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т, полученных на разных стадиях строительства и эксплуатации скважины, позволяет выявить интервалы цементного камня с заполненными минерализованным флюидом (рапой) пустотами с учетом проведенной оценки границ расположения рапоносных и рапопоглощающих интервалов. Полученные результаты позволяют своевременно принимать управленческие решения о проведении мероприятий по предотвращению осложнений, вызванных рапопроявлениями.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин - ГИС, в частности, к ядерно-физическим методам исследований обсаженных нефтегазовых скважин, особенности строения геологического разреза которых характеризуются процессами рапопроявлений и предназначено для выделения интервалов пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом - рапой. Способ обеспечивает повышение информативности ГИС, осуществляемых комплексом ядерно-физических методов и позволяет выявить интервалы цементного камня с заполненными минерализованным флюидом (рапой) пустотами с учетом проведенной оценки границ расположения рапоносных и рапопоглощающих интервалов. Способ предусматривает исследование скважин на разных этапах их строительства и эксплуатации, которые характеризуются разными геолого-техническими условиями, специфика которых, касающаяся рапопроявлений, учитывается при использовании комплекса методов: гамма-каротажа - ГК, спектрометрического гамма-каротажа - СГК, нейтронного гамма-каротажа - НГК, нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т, выявляющих особенности строения геологического разреза сразу после бурения; состояние пластов, наличие рапы в пустотах цементного камня - после обсадки скважин и, в дальнейшем, - в процессе эксплуатации скважин. Сравнение результатов указанных измерений ГК, СГК, НГК, 2ННК-Т позволяет выявить интервалы цементного камня с заполненными рапой пустотами. Полученные результаты позволяют своевременно принимать управленческие решения о проведении мероприятий по предотвращению осложнений, вызванных рапопроявлениями. 1 ил.

Способ определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных месторождений, включающий скважинные геофизические исследования методами нейтронного гамма-каротажа - НГК и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК-Т, отличающийся тем, что предварительно после бурения скважины осуществляют в открытом стволе скважинные измерения методом гамма-каротажа - ГК и определяют фоновую интенсивность счета гамма-излучения пластов - Jгк⁰, и проводят фоновые замеры гамма-излучения в процессе спектрометрического гамма-каротажа - СГК с определением значений тория Th_fon, калия K_fon и урана U_fon, а затем в обсаженной скважине проводят скважинные измерения методом гамма-каротажа - ГК и определяют интенсивность счета гамма-излучения пластов в обсаженной скважине - Jгк, и регистрируют радиогеохимические аномалии - РГХА: Δ=Jгк-Jгк⁰, которые могут быть связаны с наличием минерализованного флюида - рапы, затем для выяснения природы обнаруженных РГХА, проводят замеры гамма-излучения в процессе спектрометрического гамма-каротажа - СГК для получения значений содержаний урана - U, тория - Th и калия - K, в результате обработки которых получают аномалии урана: ΔU=U-U_fon, тория: ΔTh=Th-Th_fon и калия: ΔK=K-K_fon, при этом рапопроявляющий пласт выделяют при наличии аномалий по РГХА, выявленных в результате сравнительных замеров: Δ=Jгк-Jгк⁰ и при высоком значении РГХА по урану - ΔU, что связано с фильтрацией и накоплением радиоактивных ионов в глинах при поступлении рапы из рапоносного пласта либо при поглощении рапы пластом с пониженным пластовым давлением, кроме того, при повышенном значении РГХА по урану - ΔU между рапопроявляющими пластами характеризуют прохождение потока рапы по стволу скважины от рапоносного к рапопоглощающему интервалу, затем проводят запись данных НГК и данных двух зондов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т и определяют интенсивности счета нейтронов - Jнгк и Jннк, далее нормируют их в интервалах солей согласно формулам:

и проводят сопоставление нормированных кривых зонда НГК Jнгк^норм и зонда 2ННК-Т Jннкбз^норм в солях: Jнгк^норм=Jннкбз^норм, при этом при установлении превышения нормированных показаний НГК над 2ННК-Т: Jнгк^норм>Jннкбз^норм определяют пустоты цементного камня, заполненные минерализованным флюидом - рапой, а при установлении превышения нормированных показаний 2ННК-Т над НГК: Jнгк^норм<Jннкбз^норм определяют наличие каверны в цементном камне,

где:

Jгк⁰ - фоновая интенсивность счета гамма-излучения метода гамма-каротажа ГК в открытом стволе скважины, мкР/час,

Jгк - интенсивность счета гамма-излучения пластов в обсаженной скважине, мкР/час,

Jнгк - интенсивность счета нейтронов нейтронного гамма-каротажа - НГК в обсаженной скважине, у.е.,

Jннк - интенсивность счета нейтронов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,

Jнгк^норм - нормированные показания кривых зонда метода НГК, у.е.,

Jнгкmin - минимальное значение показания зонда метода НГК в обсаженной скважине, у.е.,

Jнгкmax - максимальное значение показания зонда метода НГК, в обсаженной скважине, у.е.,

Jннк^норм - нормированные показания кривых зонда метода нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,

Jннкmin - минимальное значение показания счета тепловых нейтронов зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.,

Jннкmax - максимальное значение показания счета тепловых нейтронов зонда метода 2ННК-Т в обсаженной скважине, у.е.