Введение

В условиях умеренных цен на углеводороды и значительных расходов на бурение текущий нефтегазопромысловый рынок испытывает растущий интерес к повторному исследованию существующих скважин, чтобы локализовать невыработанные углеводороды. На зрелых месторождениях потенциальные резервные запасы могут быть значительными. Более того, экономические показатели для повторного вскрытия пластов могут быть достаточно благоприятными, чтобы иметь высокие шансы дополнительной добычи с целью снижения общих капитальных вложений.

Для поиска и изучения невыработанных углеводородов ОАО «Когалым-нефтегеофизика» проводит следующие исследования: гамма и нейтронная гамма спектрометрия, кросс-дипольный акустический каротаж и каротаж УЭС через обсадную колонну [5]. В этом ряду широкое распространение получает ещё и импульсный нейтронный каротаж. 

Вот уже около полувека генератор нейтронов используется в нефтегазопромысловой геофизике для решения обширного круга задач. Наибольшее распространение метод получил для оценки нефтегазонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах. Однако, в условиях низкой минерализации пластовых вод Западной Сибири данный метод оказался недостаточно информативным. С другой стороны, это является благоприятным фактором для оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов методом ИННК. Примеры успешного использования данного метода для оценки эффективной пористости можно найти в следующих публикациях [2-4,10]. Все приведенные в этих работах примеры относятся к водо- и нефтенасыщенным пластам. В данной работе предпринята попытка использования современных приборов ИННК, которые позволяют проводить одновременные измерения макроскопического сечения захвата нейтронов и нейтронной пористости, для решения оценки коллекторских свойств газонасыщенных пластов севера Западной Сибири.

Теоретические основы методики

1 = Vск + Vгл + КПэф, (1) 

где:
Vск – объемное содержание скелета породы с учетом физически связанной им воды;
Vгл – объемное содержание глинистых минералов с учетом физически связанной ими воды;
КПэф – эффективная пористость.
Делается ряд допущений:

• соотношение между объемом глин и связанной воды в коллекторе сохраняется постоянным и равно этому соотношению в пласте глин;
• состав глин и параметры скелета породы слабо отличаются в пласте глин и песчаника.

Σa = Σск ×Vск + Σгл ×Vгл + Σф ×КПэф, (2)

W = Wск ×Vск + Wгл×Vгл +Wф ×КПэф, (3)

где Σa, Σск, Σгл, Σф – сечение захвата тепловых нейтронов: измеренное по ИННК, скелета породы, глины и флюида, соответственно;
W, Wск, Wгл, Wф – измеренная по ИННК нейтронная общая пористость (водородосодержание), водные эквиваленты скелета породы и глины и флюида, соответственно.
Система уравнений (2) и (3), дополненная уравнением баланса (1), позволяет, при вышеприведенных допущениях, производить расчет эффективной пористости.
В условиях газонасыщенных пластов и расформировавшейся зоны проникновения фильтрата бурового раствора Σa и W подвержены влиянию так называемого «дефекта» плотности. Это выражается уменьшением данных параметров в зависимости от занимаемого газом объема, сечения захвата (Σг) и водного эквивалента (Wг) газа в пластовых условиях.
Для учета влияния газа уравнения (1)-(3) должны содержать и коэффициент газонасыщенности (Кг) коллекторов. Существуют различные подходы для оценки Кг нейтронными методами [6-8]. Одним из наиболее простых и информативных подходов является результаты интерпретации временных замеров нейтронных методов. В случае отсутствия фонового замера нейтронного каротажа возможен расчет Кг по данным ИНК с привлечением априорных данных по КП и Vгл.
Разница между фоновым и текущим замером W определяется следующим уравнением:

∆W=Кп×Кг×(Wв-Wг), (4)

где Wв ≈ 1 – водный эквивалент пластовой воды,
Wг = 2.25* δг, δг = 2.16*Р/Т (г/см3) – плотность для метана,
Кп – коэффициент пористости.
Аналогично можно записать и для сечения захвата:

∆Σ = Кп×Кг×(Σв- Σг), (5)

где Σв = 22+0.35×Св, Св – содержание NaCl в г/л,
Σг = 49.5*δг (c.u.) [6].
При сравнении двух замеров нейтронного каротажа дополнительно необходимо учесть влияние остаточного газа на начальный замер W. Расчет остаточного газа основан на эмпирических зависимостях от Кп и (или Кг) и представлен в следующих работах [1,7,9]. Все они дают примерно одинаковый результат. В первом приближении остаточный газ определяется как [7]:

Кго=40-0.65*Кп (%). (6)

Далее система уравнений (1)-(3) с учетом (4) и (5) корректируется за влияние остаточного газа и решается относительно Vгл и КПэф.
Далее с использованием КПэф производится расчет коэффициентов проницаемости, остаточной водонасыщенности и пористости.
Проницаемость рассчитывается на основе модифицированной формулы Тимура-Коатса [11], полученной по данным обобщения кернового материала Меловых и Юрских отложений Западной Сибири. Остаточная водонасыщенность (Кво) рассчитывается с использованием корреляционной зависимости Кво от КПэф по результатам исследования керна объектов изучения. Пористость – согласно общепринятой формуле:

Кп = КПэф/(1-Кво). (7).

Практические результаты применения методики

Пример 1.

Пример 2.

На рис. 2 представлен пример предельно газонасыщенных песчаников сортымской свиты. По данным сравнения временных замеров НК с учетом низких значений сечения Σa выделяются продуктивные песчаники (трек 3,4). Оценка ФЕС этих пластов без учета их газонасыщенности приводит к снижению, а учет Кг - к восстановлению реальных значений ФЕС (трек 5-7). Сравнение остаточной и начальной водонасыщенности коллекторов по данным ГИС открытого ствола 1995 г говорит о предельном начальном и текущем насыщении коллекторов (трек 8). Некоторые небольшие различия в ту или иную сторону связаны с влиянием вмещающих пород на показания каротажа УЭС. Данные ИННК демонстрирует также высокие значения Кг, что говорит о большом потенциале данных коллекторов. Однако в интервале глубин 2447.0-2450.5 м судя по сравнению Кво и Кг намечается обводнение пласта, однако его вклад на момент исследований незначителен.
В целом отмечается хорошая сходимость данных КВ по электрической модели и Кг по данным ИННК, что говорит о слабой выработке исследуемых запасов.

треков аналогично рис.1.

Выводы

В результате проведенных исследований на основе имеющихся данных, сформулированы основные выводы применительно к объекту изучения:

• наличие газа в коллекторах в интервале исследований приводит к занижению показаний ИННК и вносит дополнительную неопределённость при оценке их ФЕС. Расчет Кг по ИННК и дальнейшее использование данного параметра при оценке продуктивных коллекторов с учетом влияния газа повышает точность определения коллекторских свойств продуктивных отложений;
  
• метод ИННК имеет высокую информативность для количественной оценки эффективной пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и пористости продуктивных коллекторов и прогноза их потенциала, в том числе в условиях газонасыщеных пластов;

Список литературы

1. Закиров С.Н. Теория водонапорного режима газовых скважин, 1976 г. Москва.
2. Исянгулов Р. У., Крючaтов Д. Н.. Возможности применения импульсного нейтрон-нейтронного каротажа для оценки коллекторских свойств терригенных отложений Широтного Приобья. НТВ Каротажник № 1 2017 г. Тверь.
   
3. Исянгулов Р. У., Подбережный М. Ю.. Оценка проницаемости по данным импульсного нейтронного каротажа. SPE – 182101. 2016 г.
   
4. Коротков К.В., Велижанин В.А. Оценка эффективной пористости коллекторов по комплексу импульсного и стационарного нейтронных методов ГИС. НТВ Каротажник № 3 2011 г. Тверь.
   
5. Крючатов Д.Н., Мустафин А.М., Исянгулов Р.У., Хвостанцев С.В. Оценка насыщенности разреза в обсаженных скважинах по данным электрического каротаж. НТВ «Каротажник №178 2009 г. Тверь.
6. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. 2003. Москва-Тверь.
7. Поляченко А.Л., Поляченко Л.Б., Бабкин И.В., Малев А.Н.. Определение газонасыщения коллекторов по данным двухзондового импульсного нейтронного каротажа в условиях многоколонных скважин и переменной глинистости. НТВ Каротажник № 4 2014 г. Тверь.
   
8. Урманов Э.Г., Прилипухов В.И.. Определение текущей нефтегазонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах на основе ИНК. НТВ Каротажник № 12-13 2004 г. Тверь.
   
9. Agarwal R.G. 1967. Unsteady-state performance of water-drive gas reservoirs, 46-59. PhD thesis, Texas A&M University, College Station, Texas (May 1967).
   
10. Alguero A.J., Fabris A., Watt H.B., Wichmann P.A.. Effective porosity and shale volume determination from neutron lifetime and sidewall neutron logs. SPWLA 1973 г.
    
11. Allen D., Flaum C., Ramakrishnan T.S., Bedford J., Castelijns K.,Fairhurst D.,Gubelin G., Heaton N., Minh C.C.,Norville M., Seim V., Oritchart T., Ramamoorthy R. Trends in NMR Logging. Oilfield Review, Autumn 2000.