Геоинформатика

[  ] Публикация в журнале ГЕОИНФОРМАТИКА    № 4(12) 2005

 

Сравнительные испытания метода каротажа сейсмоакустической эмиссии для определения насыщенности коллекторов.

 

Дрягин В.В., Кузнецов О.Л., Стародубцев А.А., Чертенков М.В.

 

Актуальность  контроля  текущей насыщенности эксплуатируемых пластов коллекторов обосновывается требованиями оптимальной технологии разработки месторождения. Основным осложняющим фактором при этом, является растущее обводнение пластов водой с малой минерализацией.

На практике геофизических исследований скважин,  характер насыщенности пласта и его прискважинной части,  определяют по  данным импульсного нейтронного каротажа, модификацией импульсной нейтронной гамма  спектрометрии, волнового акустического  каротажа и электрокаротажа через обсадную колонну.

На основании  опыта применения этих методов[1,2,3,4] накопленного его авторами, очевидны   ограничения  связанные с их физическими основами. Так для метода ИННК это  низкая минерализация пластовой или закаченной из скважины в пласт воды.

Для С/О каротажа это  влияние ближней зоны, когда  исследования можно проводить после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора, а также исследования перфорированного интервала не желательно из-за проникновения скважинной жидкости в пласт и др.

На результаты волнового акустического каротажа ВАК, оказывают  сильное влияние помехи, связанные с регистрацией  динамических параметров волны и с увеличением глубины нивелируются ее кинематические и динамические параметры при смене пластового флюида.

Электрокаротаж через обсадную колонну на основе теории дивергентного каротажа, также испытывает трудности в определении насыщенности при смене нефти на пресную воду, из-за роста ее электрического сопротивления. Интерпретация данных этого  каротажа может жать завышенное  значение нефтенасыщенности, а поправка сделанная за счет нейтронных  методов,  может оказаться не значительной по причине малой глубинности  их исследования.

Задачей настоящего исследования является попытка использования другого   принципа   извлечения информации о насыщенности основанного на изучении изменений физических свойств насыщенной пористой среды под действием мощного акустического поля.

Такими изменениями свойств, наряду с прочими, являются изменение фазового состояния нефти с растворенным в ней газом  или баланса системы легких и тяжелых углеводородов, а также  лавинообразное разрушение псевдокристаллов парафинов и других высокомолекулярных углеводородов у стенок капилляров  под действием акустического поля большой интенсивности [5,6]. Эти основные механизмы  вносят вклад в происхождение  колебаний  в насыщенной пористой среде под действием внешних возмущающих факторов, какими могут служить упругие колебания большой интенсивности.

Измерения шумоакустических параметров, таких как оценка относительного снижения скорости спада шумов в нефтенасышенном коллекторе в сравнении с водонасыщенным, после повышения и снятия импульса гидростатического давления [7], позволяет определить характер насыщенности и удешевить исследования по сравнению с ядерными методами.

Естественный акустический фон, в скважине измеренный в интервале частот 0 – 2,5 кГц, может также служить источником информации для   оценки характера насыщенности коллектора [8].  Нефтенасыщенность здесь определяется путем сопоставления  шумов в высокочастотной  и в низкочастотной части спектра, причем высокий уровень амплитуд в высокочастотной части спектра, связывают с наличием в коллекторе нефти или газа, а минимальный - с наличием водоносного коллектора. Использование этого способа, как отмечают сами авторы, требует набора статистических данных, необходимых для интерпретации результатов измерений САЭ с учетом особенностей геологического строения, состава и свойств коллектора. Такой подход к оценке насышенности в целом правильно отражает тенденцию распределения спектральной плотности энергии естественного фона, но не является адекватным.

В патенте [9] описан метод регистрации естественной и вызванной сейсмоакустической эмиссии при возбуждении сейсмических колебаний для целей разведки нефтегазовых месторождений. В этой работе, как и в работах других авторов, используется информация о динамике вызванной сейсмоакустической эмиссии (САЭ) для анализа наличия углеводородов  в подземной формации.

Таким образом, регистрация сигнала  САЭ в скважине или на поверхности земли в широком диапазоне частот в силу своей специфики, а именно, измерения смещения или его производных - скорости и ускорения, позволяет получить информацию о связи свойств насыщенных пористых сред с динамикой этих сигналов под действием внешних возмущений. Представляется особенно актуальным проследить эту связь с характером насыщенности порового пространства в непосредственной близости расположения источника возмущений и приемника сигнала, т.е. в скважине.

Техническим средством для решения  этой задачи послужил метод и аппаратура акустического воздействия  [10] предназначенный для восстановления производительности эксплуатационных скважин. Первичным результатом метода является восстановление проницаемости насыщенного порового пространства, причем как в ближней зоне, так и в удаленной зоне пласта. По результатам гидродинамических исследований, после акустического воздействия по всей толще работающих пропластков происходит увеличение проницаемости призабойной зоны на 80-130%, а удаленной зоны на 40-160%. По этим данным можно судить о глубине акустического воздействия.

Обнаружено, что  после акустического воздействия на околоскважинное  пространство происходит изменение энергии САЭ.   Тот факт  что,  наибольший вклад в изменения САЭ вносят именно свойства жидкости, которая находится в данный момент в поровом пространстве пласта коллектора, подтверждается другими методами геофизических исследований скважин.   Геофизические исследования проводились в комплексе работ по контролю за разработкой месторождения по методике: приток-состав. Установлено, что в коллекторе, насыщенном нефтью или газом, после акустического воздействия наблюдалось  увеличение сигнала САЭ  по сравнению с исходным значением, а в коллекторе, насыщенном водой, наблюдалось его  снижение [11,12,13].

Определение характера насыщенности в заданном  интервале перфорированной или не перфорированной скважины производится по одной и той же технологии, а именно: каротаж сейсмоакустической эмиссии, акустическое воздействие, повторный каротаж, КВК-КСАЭ. Методика работ состояла в исследовании сигналов сейсмоакустической эмиссии  до и после акустического воздействия.

В данной работе представлены результаты определения насыщенности коллекторов методом КСАЭ в сравнительных испытаниях с методом электрокаротажа в обсаженных скважинах, проводимой отечественной аппаратурой и методом ЭКОС, а также аппаратурой фирмы Schlumberger.

На Рис1. представлены результаты по методу КСАЭ и сопоставлены с результатами других методов определения характера насыщенности в контрольной скважине Мамонтовского месторождения, Западная Сибирь.  Результаты по методу КСАЭ практически полностью повторяют результаты ИННК С/О и ЭКОС до глубины 2242м.

Далее до глубины 2254м. по методу КСАЭ отмечается положительная динамика сигнала САЭ, что свидетельствует о нефтенасыщенности коллектора. Никакие другие методы не отбили нефть в этом интервале, или этот интервал не рассматривался при интерпретации, хотя имеются предпосылки к нефтенасыщенности по данным окончательного каротажа. 

 В интервале 2254-2260м. По методу КСАЭ отбивается вода т.к. отмечена отрицательная динамика сигнала САЭ – этот вывод хорошо совпадает с данными окончательного каротажа, т.к. этот интервал – коллектор (по ГК) и имеет более низкое сопротивление ( по КС ), чем вышележащий интервал ( некфтенасыщенный).  Интервал 2260-2268м. отмечается положительной динамикой сигнала САЭ, что свидетельствует о наличии углеводородов. Логично предположить, что в прирост энергии САЭ в интервалах  2260-2268м. и  2242-2254м.  – связан со связанной нефтью.

Последняя колонка  на  Рис1. - результаты КСАЭ по выделенным коллекторам.

 

 

 

Рис.1  Сопоставление различных методов определения характера насыщенности. 

1 - Интервалы нефтенасыщенности по данным окончательного каротажа.

2- Интервалы нефтенасыщенности по данным ИННК иУКК

3 –Интервалы нефтенасыщенности  по данным ЭКОС

4- Интервалы нефтенасыщенности по данным КСАЭ

5- Нефтенасыщенность по методу КСАЭ в интервалах выделенных  с коррекцией по окончательному каротажу.

Перфорация в этой скважине была проведена в следующих интервалах: 2218-2220м. ,2225-2227м , 2232-2233м. ,2234-2236м. По результатам испытаний скважины после перфорации дебит составил 40 т/сут при обводненности  35%.

Анализ данных перфорации показывает, что все проперфорированные интервалы  определены по методу КСАЭ как нефтенасыщенные. Так же следует отметить тот факт, что если  интервалы 2218-2220м,  2225-2227м и 2234-2236м были выделены  всеми методами как нефтенасыщенные, то интервал 2232-2233м был выделен только по данным КСАЭ. 

Интервал перфорации 2234-2236м по подошве вплотную  граничит с выделенным по методу КСАЭ  водяному пласту  и  может  быть источником  притока воды в скважину. 

Интервал перфорации (м)	Насыщенность по КСАЭ	Процент нефтенасыщенности по КСАЭ	Примечание
2218-2220	Нефть	20
2225-2227	Нефть	10
2232-2233	Нефть	8	Выделен только по методу КСАЭ
2234-2236	Нефть	8	Возможен приток воды

 

           

            На другой скважине этого же месторождения, так же был поставлен полный комплекс методов определения характера насыщенности: ИННК, С/О, ЭКОС. Результаты методов представлены на Рис2. Как видно результаты каротажа САЭ  хорошо совпадают с результатами других методов каротажа.

Из диаграмм сигналов САЭ видно, что положительная динамика сигнала САЭ в интервале 2508-2512м. значительно больше, чем в интервале 2520-2526м, это косвенно подтверждает сделанные выводы по ЭКОС о том, что  интервал 2509 –2511м насыщен нефтью с водой. Интервал 2520-2526м водой с нефтью, но в обоих интервалах нефть присутствует и дает положительную динамику сигнала САЭ после акустического воздействия.

Перфорация была проведена в интервале: 2517-2523м. (см. рис.2). По результатам испытания скважины после перфорации  обводненность продукции составила  97%.

Анализ данных перфорации показывает, что  проперфорированный интервал  определен по методу КСАЭ как нефтенасыщенный,  с коэффициентом нефтенасыщенности 2-3%. По методу ЭКОС коэффициент нефтенасыщенности составил  порядка 30%, хотя  на исходной кривой ЭКОС никаких аномалий не выделяется. Таким образом, состав притока полученного из интервала перфорации полностью соответствует прогнозу по методу КСАЭ.

Основной вывод состоит в том, что  по методу КСАЭ могут быть не только четко выделены   нефтенасыщенные и водонасыщенные  коллектора, но  при  наличии эталона или модели  может быть дана абсолютная  количественная оценка нефтенасыщенности.

 

 

Рис.2  Сопоставление различных методов определения характера насыщенности.

1 - Интервалы нефтенасыщенности по данным окончательного каротажа.

            2- Интервалы нефтенасыщенности по данным ИННК иУКК

            3 –Интервалы нефтенасыщенности  по данным ЭКОС

            4- Интервалы нефтенасыщенности по данным КСАЭ

            5- Нефтенасыщенность по методу КСАЭ в интервалах выделенных  с коррекцией

по окончательному каротажу

 

Аналогичные исследования были проведены на скважинах Возейского месторождения, Коми.  По результатам исследования скважины № 4005 по методу: КВК-КСАЭ, получены сравнительные данные анализа насыщенности исследуемого интервала с методами электрического каротажа через обсадную колонну CHFR и  ядерными методами RST  фирмы Schlumberge,  а также с данными окончательного каротажа.

Целью исследования было выявление нефтенасыщенности пород интервале 3120-3150м.

Методика проведения работ по определению характера насыщенности пластов – коллекторов состояла в исследовании динамики  сигнала сейсмоакустической эмиссии до и после акустического воздействия. 

По разрезу скважины дискретно с шагом 0,5м.,  проводился замер фонового значения сигналов САЭ, затем проводилось оценочное акустическое воздействие, после этого записывалось новое значение сигнала САЭ. Всего было проведено два оценочных воздействия.

Запись сигналов САЭ после каждого из оценочных акустических воздействий проводилась во всем исследуемом интервале 3120-3150м..

Для оценки погрешности измерений сигналов сейсмоакустической эмиссии фоновый замер сигналов САЭ был проведен 2 раза. По этим двум записям рассчитана средняя погрешность измерений - она составила 9%. Поэтому далее при интерпретации уровень изменения энергии в пределах 10 % был отсечен.

Интерпретация  записанных данных основана  на выделении отклика пористой насыщенной среды на акустическое воздействие.  Кривая сигналов САЭ, записанная после оценочного воздействия сравнивается с фоновой и выделяются интервалы прироста ( в случае нефтенасыщенного коллектора) или падения энергии  ( в случае водонасыщенного коллектора) превышающие погрешность измерения. Рассчитывается кривая  прироста энергии САЭ относительно фоновых значений и затем отсекается уровень погрешности  и получается кривая, выделяющая интервалы нефтенасыщенности или водонасыщенности.

Для расчета коэффициента нефтенасыщенности (Кн) привлекается материал окончательного каротажа или ближайшего по времени метода  определения коэффициента нефтенасыщености. 

Основные результаты по данным КСАЭ и проведенной интерпретации состоят:

1.  Интервал 3120-3126м – коллектор нефтенасыщенный. Динамика  (прирост) сигнала сейсмоакустической эмиссии составила +(10-14%).

2.  Интервал 3126,5-3128,5- коллектор водонасыщенный. Динамика ( падение) сигнала сейсмоакустической эмиссии составила – (40%).

3.  Интервал 3128,5-3132,1м – коллектор нефтенасыщенный. Динамика  (прирост) сигнала сейсмоакустической эмиссии составила  +(10-14%).

4.  Интервал 3135-3139,5м – коллектор нефтенасыщенный. Динамика  (прирост) сигнала сейсмоакустической эмиссии составила +(12-40%).

5.  Интервал 3143-3150м – коллектор нефтенасыщенный. Динамика  (прирост) сигнала сейсмоакустической эмиссии составила +(12-47%).

 

Сопоставление результатов КСАЭ с данными окончательного каротажа:

Данные окончательного каротажа полученные в необсаженой скважине и поэтому они приняты за исходную информацию.

Данные окончательного каротажа представлены следующими кривыми –КС, ПС, ИК, ГК.  (Рис3)

           

Рис3. Сопоставление результатов  КСАЭ с диаграммами окончательного каротажа.

 

Анализ результатов сопоставления данный КСАЭ и окончательного каротажа показал, что данные по методу КСАЭ  коррелируются  с данными окончательного каротажа. Аномалии на построенной  кривой коэффициента нефтенасыщенности по КСАЭ  совпадают с аномалиями, по которым выделены нефтенасыщенные интервалы на кривых КС и ИК. (рис 4.)

 Рис4. Сопоставление результатов  КСАЭ с диаграммой КС.

На рис.3 и рис.4 приведены три  колонки оценки нефтенасыщенности:

 

• Интервалы нефтенасыщенности по данным окончательного каротажа

• Интервалы нефтенасыщенности по данным каротажа сейсмоакустической эмиссии.

• Нефтенасыщенность по методу КСАЭ в интервалах выделенных с коррекцией по окончательному каротажу.

 

На кривой кажущегося сопротивления положительными аномалиями выделяются  нефтенасыщенные интервалы, на  кривой, полученной по методу КСАЭ положительные аномалии, так же отвечают за нефтенасыщенные интервалы, а амплитуда аномалии отвечает за процент насыщенности.  Как видно из Рис4 аномалии по обоим кривым  хорошо совпадают  в интервалах  3135- 3139м и 3120-3132м. В интервале 3142,7 –3150м аномалия по кривой КСАЭ перекрывает две аномалии на диаграмме КС,  что говорит  о возможной нефтенасыщенности  интервала и между аномалиями КС т.к. он тоже, судя по диаграмме ПС и ГК, является коллектором (Рис5).

Рис5. Сопоставление результатов  КСАЭ с диаграммами ИК и ПС.

 

Сопоставление данных метода КСАЭ с  диаграммами ПС и ИК подтверждает предыдущие выводы, а именно выделенные интервалы: 3120-3132м , 3135 –3139м , 3142,7 –3150м.  Видно, что на диаграмме ИК в интервале 3142-3144,5 так же присутствует аномалия, что подтверждает данные метода КСАЭ о нефтенасыщенности данного   интервала.  

Как видно прогноз по методу КСАЭ более оптимистичен, но не противоречит заключению по окончательному каротажу. 

Сопоставление результатов КСАЭ с данными методов CHFR  и RST  (Shlumberger):

На данной скважине были проведены исследования так же методами:

CHFR  - каротаж кажущегося сопротивления породы через обсадную колонну

 RST    - углерод –кислородный каротаж

Метод CHFR измеряет кажущееся сопротивление породы через обсадную колонну, а  повышенное кажущееся сопротивление  указывает на наличие нефти, Рис6.  Как видно из Рис6., аномалии на кривой CHFR повторяются на кривой аномалий по методу КСАЭ в интервалах 3120-3132м и135-3139м. В интервале же 3142,7-3150м, как и в случае с КС в не обсаженной скважине   аномалия по КСАЭ перекрывает две аномалии по CHFR.

  

Рис6. Сопоставление результатов  КСАЭ с исходными диаграммами CHFR.

 

На рисунке представлено 4 колонки с выделенными интервалами нефте – водонасыщенности.

• Интервалы по данным окончательного каротажа

• Интервалы по данным СHFR  и RST

• Интервалы нефтенасыщенность по данным КСАЭ

• Насыщенность по методу КСАЭ в интервалах выделенных с коррекцией по окончательному каротажу.

Далее проведем сравнение результирующих кривых нефтенасыщенности рассчитанных по методам CHFR и RST и кривой нефтенасыщенности  по КСАЭ, Рис7.

Необходимо  отметить тот факт, что  по различным исходным данным метода CHFR были выданы одинаковые коэффициенты нефтенасыщенности – интервал  3120 – 3132м. Поэтому в этом интервале корреляция между методом КСАЭ и обработанными результатами метода CHFR хуже, чем с исходными данными.

 

Рис7. Сопоставление результатов  КСАЭ с исходными диаграммами CHFR.

 

Как видно из Рис7 интервалы выделяемых аномалий по  обоим методам полностью совпадают, как совпадают они и с данными окончательного каротажа.

Подробное сравнение интервалов и результатов определения характера насыщенности смотри окончательную таблицу.

Сводная таблица результатов интерпретации:

Интервалы по CHFR, RST (Shlumberger)	Интервалы по КСАЭ (Интенсоник)	Интерпретация  CHFR  и  RST			Интерпретация КСАЭ
		Кн, %, СHFR	Кн, %, RST	Насыщенность	Кн, %	Насыщенность
3120-3122	3120-3126,5	60-70	45-65	нефть	20	нефть
3123,5-3125,5		60	50	Нефть (+ вода)
3126,5-3128,5	3127,0-3128,5	73	32	нефть		вода
3128,5-3132,1	3129,03130,0	60	50	нефть	32	нефть
3135,0-3139,3	3136,0-3138,0	70	55	нефть	73	нефть
3141,5-3144		50	-	возможно нефть
3143,0-3150	3147,5-3149,0	75	90	нефть	84	нефть

 

Таким образом, можно выделить основные особенности метода КВК-КСАЭ и области его применения:

• Исследование обсаженных и не обсаженных скважин с любым типом коллектора;

• Независимость результатов исследования от степени минерализации пластовых вод;

• Исследование перфорированных и неперфорированных интервалов;

• Мониторинг текущей насыщенности  пластов;

•    Определение источников обводнения пластов.

Работы выполнены программно-аппаратным  комплексом  ААВ-400.

 

Литература

 

1. ДобрынинВ.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Юсупов Р.И., Воронков Л.Н., Ведерников И.Р. Опыт применения волнового акустического каротажа для оценки текущей нефтенасыщенности пластов. //НТВ «Каротажник», 2000. № 71.

2. Хаматдинов Р.Т., Тропин А.Н., Тихонов А.Г., Глебочева Н.К. Сравнительные испытания аппаратурно-методического комплекса углеродно-кислородного каротажа АИМС-С производства НПЦ «Тверьгеофизика» и аппаратуры PSGT(HALLIBURTON) на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». // НТВ «Каротажник», 2002. № 99.

3. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов Н.А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах – состояние и направления развития. //НТВ «Каротажник», 1999. №63.

4. Брехунов А.М., Джафаров И.С., Хаматдинов Р.Т., Хисметов Т.В., Шарифуллин Ф.А. Оценка нефтенасыщенности пластов на поздней стадии разработки месторождения по результатам применения новой технологии геофизических исследований скважин с применением С/О-каротажа. //НТВ «Каротажник»,2001.№81.

5. Крутин В.Н. Механизм акустической интенсификации притоков нефти из продуктивных пластов. //НТВ №Каротажник»,1998. №42.

6. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., ЧилингарДж. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтяные пласты. М.. Мир. 2001.

7. Кирпиченко Б.И. Заявка РФ на изобретение № 96109452, МПК Е 21 В 47/00, 1998 . Способ выделения нефтенасыщенных пластов.

8. Троянов А.К. Дьяконов Б.П. Новый метод оценки характера насыщенности не вскрытых перфорацией коллекторов // НТВ"Каротажник", 1999. № 60.

9. Бутенко Г.А., Михайлов В.А., Тикшаев В.В. Патент РФ № 2105324 .Способ сейсмической разведки при поисках нефтегазовых месторождений МПК: G01V1/00 1998.

10. Митрофанов В.П. Дзюбенко А.И. Нечаева Н.Ю. Дрягин В.В. Результаты промысловых испытаний акустического воздействия на призабойную зону пласта// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. №10.

11. Дрягин В.В. Патент №2187636 от 21.02.2000г. Способ определения характера насыщенности коллектора.

12. Дрягин В.В. Научно-техническая продукция ЗАО "Интенсоник & К// НТВ "Каротажник" .2001. № 85 .

13. Дрягин В.В. Исследование динамики вызванной акустической эмиссии для оценки характера насыщенности коллектора. //НТВ «Каротажник» 2002. № 98.