Способ проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра
METHOD FOR CONDUCTING INDUCTION GAMMA-NEUTRON LOGGING IN A WELL WITH HIGH FLUID LOSS AND RESTRICTIONS ON THE OPERATION OF A SMALL DIAMETER STRING

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подготовке скважины и проведении геофизического исследования индукционного гамма-нейтронного каротажа (ИГН) по колонне НКТ в условиях высокого поглощения вскрытых ранее объектов разработки на скважинах малого диаметра, с целью доразведки объекта разработки, определения нефтенасыщенных толщин, подсчета запасов углеводородов в коллекторах.
На разрабатываемых месторождениях нефти периодически выполняют разведку и доразведку объектов разработки с целью определения нефтенасыщенных толщин, исследования динамики изменения запасов углеводородов, оценки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки и повышения нефтеотдачи пластов. На практике большое количество скважин пробурено сквозь интервалы, имеющие высокие показатели поглощения жидкости или имеют ограничения эксплуатации колонной малого диаметра. В этих условиях бурить дополнительные разведочные скважины не рационально. Проведение индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине, где присутствует высокое значение поглощения жидкости в ранее перфорированные или вновь вскрытые интервалы пластов, при необходимости произвести технологические операции по дострелу пластов выше существующих, а также потребности произвести подтверждения наличия нефтенасыщенных толщин с целью проведения доразведки объекта разработки и подтверждения запасов, невозможно. Индукционный гамма нейтронный каротаж по техническим характеристикам возможно провести только при наличии жидкости в интервале исследований.
В настоящее время существуют эксплуатационные ограничения на скважинах, оборудованных дополнительными колоннами малого диаметра, например 102, 114 мм. На основании этого нефтедобывающая отрасль столкнулась с проблемойневозможностипроведения ИГН на скважинах, где присутствует высокое значение поглощения жидкости в ранее перфорированные или вновь вскрытые интервалы пластов, при необходимости произвести технологические операции по дострелу пластов выше существующих, а также потребности произвести подтверждения наличия нефтенасыщенных толщин с целью проведения доразведки объекта разработки и подтверждения запасов. Индукционный гамма нейтронный каротаж по техническим характеристикам возможно провести только при наличии жидкости в интервале исследований.
На практике существует три варианта проведения ремонтных работ для обеспечения проведения ГИС при высоком значении поглощения жидкости в ранее перфорированные или вновь вскрытые интервалы пластов:
- Отсыпка песком, проппантом перфорированных участков пластов с заполнением жидкостью для проведения ГИС с дальнейшим вымыванием песчаного моста.
- Спуск пакерующего устройства с дальнейшей отстыковкой НКТ для временной изоляции поглощающих перфорированных пластов с заполнением жидкостью для проведения ГИС.
- Спуск прибора по межтрубному пространству со спущенной компоновкой НКТ-пакер. на скважинах с колонной обсадных труб малого диаметра не представляется возможным выполнение исследований в связи не прохождением прибора по межтрубному пространству.
Все варианты приводят к дополнительным спуско-подъемным операциям и требуют предварительной подготовки и заказа материалов и техники, что ведёт в свою очередь к увеличению продолжительности ремонта, ухудшению фильтрационно-емкостных свойств, не достижения необходимого забоя и снижению качества выполняемых исследований. Также данные работы дополнительно оказывают негативное влияние на эксплуатационную колонну.
Известен способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом⋅м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным (патент РФ № 2517730, опубл. 27.05.2014).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому отбирают и исследуют керн и проводят индукционный каротаж и нейтронный гамма-каротаж или нейтрон-нейтронный каротаж, анализируют каротажные кривые в кровельной части продуктивного яруса (патент РФ № 2487239, опубл. 10.07.2013). При этом выявляют пласты с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу не более 6-8 Ом⋅м и показаний на кривых нейтронного гамма каротажа или нейтрон-нейтронного каротажа, составляющих 85% и менее от значений ниже расположенных пластов. Среди выявленных пластов выбирают пласты без глинистых перемычек с пластами из карбонатных нефтенасыщенных пород и со значениями кажущихся удельных сопротивлений по индукционному каротажу не менее 15 Ом⋅м. Затем уточняют литологический состав выявленных пластов и при наличии в их составе нефтенасыщенного песчаника делают вывод о терригенном происхождении данных пластов. Далее уточняют значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, при превышении нижних границ которых для данного региона выявленные пласты относят к продуктивным.
Недостатком известных способов является невозможность проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра с целью доразведки объекта разработки, определения нефтенасыщенных толщин, подсчета запасов углеводородов в коллекторах. Для осуществления исследования потребуется выполнить изоляцию поглощающих пластов, что приведет к дополнительным операциям и потребует предварительной подготовки и заказа материалов и техники, что ведёт в свою очередь к увеличению продолжительности ремонта и простоя скважины, а также к увеличению негативного влияния на существующие перфорированные продуктивные горизонты скважины, ухудшению фильтрационно-емкостных свойств проводящих горных пород, снижению качества выполняемых работ.
Техническими задачами предложения являются обеспечение возможности проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра, повышение оперативности качественного проведения геофизичекого исследования с целью доразведки объекта разработки, определения нефтенасыщенных толщин, подсчета запасов углеводородов в коллекторах, снижение продолжительности текущего ремонта скважины, снижение материальных затрат на дополнительное оборудование, а также расширение арсенала технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра, включающим проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов.
Новым является то, что при текущем ремонте скважины предварительно определяют интервал поглощения жидкости, спускают в скважину компоновку на насосно-компрессорных трубах, включающую снизу-вверх: заглушку, пакер, перфопатрубок, обеспечивающий сообщение между насосно-компрессорными трубами и межтрубной полостью эксплуатационной колонны, производят посадку пакера выше поглощающих пластов, заполняют колонну насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство технологической жидкостью, проверяют на герметичность, спускают скважинный прибор в НКТ и производят индукционный гамма-нейтронный каротаж на скважине внутри полости насосно-компрессорных труб, при этом запись индукционного гамма-нейтронного каротажа в НКТ начинают одновременно с подъемом прибора до кровли исследуемого интервала при скорости подъема скважинного прибора не более 120 м/ч.
На фигуре изображен общий вид способа проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра.
Сущность способа заключается в следующем.
3
Проведение индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра выполняет партия геофизиков. Предварительно при ТРС методами ГИС определяют интервал поглощения жидкости 1 в скважине. Спускают в скважину компоновку на насосно-компрессорных трубах, включающую снизу-вверх: заглушку под НКТ 3, пакер 4, перфопатрубок 5, обеспечивающий сообщение между насосно-компрессорными трубами 2 и межтрубной полостью эксплуатационной колонны 6. Производят посадку пакера 4 выше поглощающих пластов 1, заполняют колонну насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство технологической жидкостью. Проверяют на герметичность межтрубное пространство. Для спуска указанной компоновки используют технологический пакер ПРО-ЯМО3-ЯГ3(М)114-59-1000-Т100-К3 (завод изготовитель НПФ-«Октябрьский ПАКЕР»). Перфопатрубок размером от 1200 до 3255 мм. В качестве технологической жидкости используют эмульсию плотностью до 1,18 г /см.
Геофизическая партия устанавливает каротажный подъёмник в 25-40 м от устья скважины так, чтобы ось лебедки была горизонтальной и перпендикулярной направлению на устье скважины; затормаживают и надежно закрепляют подъёмник. Устанавливают лабораторию в 5-10 м от устья скважины. Крепят направляющий ролик (блок) на специальном узле крепления, устанавливают на направляющем ролике (блоке) датчик глубины, подсоединяют к кабельному наконечнику скважинный прибор ИГН, например АИНК-45 производства ООО «ТНГ-Групп», массой 25 кг, длиной 3180 мм, диаметром 45 мм (сборку приборов, шаблон), проверяют его работоспособность на мостках, опускают скважинный прибор в скважину.
Скважинный прибор - это измерительный зонд размером 45 мм (ИГН) 7 содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи - середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов - середина расстояния между детекторами. Спуск скважинного прибора осуществляют внутри полости НКТ и производят под действием привода лебёдки каротажного подъёмника, массы кабеля и скважинного прибора до подошвы интервала исследования. Интервал исследования 8 определяет геологическая служба. Начинают запись каротажа и одновременно начинают подъем прибора до кровли исследуемого интервала. Скорость подъема скважинного прибора при записи каротажа не более 120 м/ч. После прохождения всего исследуемого интервала, прекращают запись каротажа и проводят полный подъем прибора со скважины.
Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов, выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов, определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами, определения газожидкостных контактов, оценки пористости пород, количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности, контроля за процессом испытания и освоения скважин. Результаты геофизических исследований обрабатывают интерпретаторами геофизической службы. Основными целями является оценка полноты выполнения заявленного комплекса исследований и возможности использования результатов измерений для качественной и количественной интерпретации. Регламент сдачи/приёмки отчётных материалов (сроки, исполнители) определяют предприятием. Данные исследований ИГН заносят в базу КИС «АРМИТС».
Предлагаемая компоновка и последовательность выполнения операций обеспечивает подготовку скважины для повышения качества и оперативности проведения геофизического исследования ИГН по колонне НКТ при создании условия изоляции вскрытых ранее объектов разработки на скважинах малого диаметра с высоким поглощением, создание условий снижения продолжительности ремонта и материальных затрат, а также позволяет осуществлять способ проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра с целью доразведки объекта разработки, определения нефтенасыщенных толщин, подсчета запасов углеводородов в коллекторах.
Способ выполняют в следующей последовательности.
3
Проведение индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с высокими значениями поглощения и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра жидкости выполняется партией геофизиков. При подготовительных работах определяют интервал поглощения жидкости 1 в скважине. На НКТ диаметром 73 мм спускают собранную на устье компоновку, включающую снизу-вверх: заглушку под НКТ 73 мм 3, пакер ПРО-ЯМО 4, перфопатрубок размером от 1200 до 3255 мм и количеством отверстий от 114 до 342, которые выполнены на расстоянии 53 мм друг от друга 5, обеспечивающий сообщение между насосно-компрессорными трубами 2 и межтрубной полостью эксплуатационной колонны 6. Производят посадку пакера 4 выше поглощающих пластов 1. Заполняют колонну труб и межтрубное пространство технологической жидкостью плотностью до 1,18 г /см при помощи цементировочного агрегата (ЦА-320) и автоцистерны (АЦ 6-12), проверяют на герметичность межтрубное пространство. Далее Геофизики проводят исследование ИГН 7 по НКТ.
Геофизическая партия устанавливает каротажный подъёмник в 25-40 м от устья скважины. Устанавливают лабораторию в 5-10 м от устья скважины. Крепят направляющий ролик (блок) на специальном узле крепления, устанавливают на направляющем ролике (блоке) датчик глубины, обеспечивающий контроль глубины спуска скважинного прибора, подсоединяют к кабельному наконечнику скважинный прибор ИГН (сборку приборов, шаблон), проверяют его работоспособность на мостках, опускают прибор в скважину.
Измерительный зонд скважинного прибора размером 45 мм содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи - середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов - середина расстояния между детекторами. Спуск прибора осуществляют внутри колонны НКТ и производят спуск под действием привода лебёдки каротажного подъёмника, массы кабеля и скважинного прибора до подошвы интервала исследования. Интервал исследования 8 определяет геологическая служба. Начинают запись каротажа и одновременно начинают подъем прибора до кровли исследуемого интервала. Скорость подъема скважинного прибора при записи каротажа не более 120 м/ч. После прохождения всего исследуемого интервала, прекращают запись каротажа и проводят полный подъем прибора со скважины.
Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов, выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов, определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами, определения газожидкостных контактов, оценки пористости пород, количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности, контроля за процессом испытания и освоения скважин. Результаты геофизических исследований обрабатывают интерпретаторами геофизической службы. Основными целями является оценка полноты выполнения заявленного комплекса исследований и возможности использования результатов измерений для качественной и количественной интерпретации. Данные исследований ИГН заносят в базу КИС «АРМИТС».
Способ проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на действующей скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра по колонне НКТ обеспечивает упрощение технологического процесса подготовительных работ, выполнение работ без потери качества, снижение продолжительности ремонта скважины на 21 час - 117 т.руб. за счет уменьшения спуско-подъемных операций, и исключение материальных затрат на стоимость герметизирующего устройства ИПГС - 45 т.руб., а также обеспечивает расширение арсенала технологических возможностей проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра с целью доразведки объекта разработки, определения нефтенасыщенных толщин, выполнения подсчета запасов углеводородов в коллекторах.