Использование методов акустического каротажа при исследовании обсаженных скважин

 

 

Пласт Бш

Проницаемый пласт Бш выделяется примерно в 14-16 м от кровли башкирского яруса и прослеживается по всей площади месторождения. Средняя толщина пласта – 35,7 м. Нефтепроявления по керну в пределах пласта отмечены в 16 скважинах (42-огн, 43-огн, 43-огн-бис, 44-огн, 142, 143, 150, 153, 154, 156).

Промышленная  нефтеносность башкирских отложений  на Сибирском месторождении установлена в 1988 году при опробовании скв. 43-огн-бис, где из интервала перфорации 2093,4-2103,1 (-1792,0-1801,7) получен фонтан нефти дебитом 13,1 т/сут на 2 мм штуцере. Результаты испытания в колонне скв. 145, 146, 149, 156, 503 и 609, где также получены притоки безводной нефти, подтвердили промышленную нефтеносность пласта.

ВНК принят на абсолютной отметке – 1790,5 м. Залежь нефти, объединяет Сибирское и Родыгинское поднятия. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 11x6 км, высота – до 64 м. В контуре нефтеносности находится 31 скважина, 2 – за контуром. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,8 до 24,4 м. Количество проницаемых пропластков от 5 до 21, толщиной 0,2-4,2 м. Отношение эффективной толщины пласта к общей составляет 0,478, расчлененность – 15,3. Залежь с 1996 года находится в пробной эксплуатации. Всего из башкирского пласта отобрано 46 тыс. т. нефти.

 

 

Пласт Срп

Серпуховский  пласт (Срп) отделяется от вышележащего пласта (Бш) пачкой плотных пород толщиной до 3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 11,0 м. В пласте выделяется от 1 до 9 проницаемых прослоев, толщиной 0,4-3,8 м.

Отношение эффективной  толщины пласта к общей составляет 0,516, расчлененность – 2,95.

Нефтеносность серпуховских отложений установлена  в 1997 году на Сибирском поднятии при опробовании скв. 146, где из интервала перфорации 1966,2-1970 (-1786,7-1790,5 м) получен приток нефти и пластовая вода.

На Родыгинском  поднятии нефтеносность серпуховских отложений опробованием не доказана. При совместном опробовании в  процессе бурения башкирских и серпуховских отложений в скв. 156 получена водонефтяная эмульсия. Серпуховские отложения на Родыгинском поднятии нефтенасыщенные, по данным ГИС.

Залежь нефти на Сибирском  поднятии вскрыта 12 скважинами, размеры составляют 3,8x3,5 км, высота 29 м. Согласно исследованиям РГД, добыча нефти из серпуховского пласта составляет 5% (или 1 тыс. т) от общей добычи (47 тыс. т).

Размеры залежи на Родыгинском поднятии 3,8x3,3 км, высота – 14,7 м. В контуре нефтеносности находится 10 скважин. Испытаний на пласт не проводилось.

Пласт Тл

Тульские  терригенные отложения представлены, в основном, переслаивающимися аргиллитами и алевролитами, структурно-текстурные и другие диагностические признаки которых позволяют отнести их к фациям болот, приморских озер, заливов, лагун и зон слабых волнений прибрежно-лагунного мелководья. Песчаные пласты в плане образуют зону, относительно изолированную от окружающих их глинисто-алевритовых отложений.

Отложения тульского  горизонта при детальной корреляции можно разделить на два пласта Тл_2-а и Тл_2-б. Эти пласты разделены пачкой глинистых непроницаемых пород толщиной до 4 м.

Пласт Бб

При детальной  корреляции бобриковских отложений выделено четыре пласта: Бб₁, Бб₂, Бб₃ и Бб₄, индексируемых сверху вниз. На Родыгинском поднятии, где отмечено слияние пластов, граница раздела между пластами принята условно.

Нефтепроявления по керну в отложениях бобриковского горизонта отмечены в скв. 43-огн, 43-огн-бис, 141, 143, 148, 150, 153, 154, 302, 306, 517, 588.

Нефтеносность бобриковских отложений установлена  в 1993 г. при испытании в колонне скв. 145, давшей незначительный приток нефти (1,1 т/сут) и пластовой воды (0,6 м /рут), после чего скважина была переведена на вышележащий объект (Тл_2-б).

К бобриковским пластам приурочена залежь нефти, объединяющая Родыгинское, где наблюдается слияние пластов, и Сибирское поднятие с единым ВНК. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2073 м на основании данных ПТС и результатов опробования скв. 145, где из интервала перфорации 2276,6-2291,8 (-2066,2-2081,4) получен приток нефти и пластовая вода.

Разработка  бобриковских пластов ведется совместно с апреля 1995 года, всего на дату подсчета отобрано 273 тыс. т. нефти. Распределение добычи по пластам проведено согласно исследованиям РГД.

Пласт Т – Фм

Генетический  анализ карбонатных отложений франско-турнейского комплекса по скважинам Сибирского месторождения позволил сделать вывод о мелководных обстановках их седиментации в условиях подводного размыва на значительном удалении от источников терригенного материала. На мелководные условия оказывают влияние и прослои терригенных глинистых пород в разрезах фаменских и турнейских отложений.

Сибирское и  Родыгинское поднятия представляют собой позднедевонские органогенные постройки, сложенные известняками. Коллекторы пласта имеют сложное строение. Преобладающим типом коллекторов является поровый, в низкопористой части разреза присутствуют порово-трещинные и порово-каверновые.

Нефтепроявления по керну в турнейско-фаменских  отложениях отмечены в скв. 42-огн, 43-огн-бис, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147, 148, 150, 153, 154, 303, 503, 517, 529, 590, 607.

Промышленная нефтеносность в турнейско-фаменских отложениях установлена в 1985 году при испытании в колонне скв. 42-огн на Сибирском поднятии, давшей фонтанный приток нефти.

ВНК залежи на Сибирском  поднятии принят условно на абсолютной отметке –2082 м на основании результатов испытания и данных ГИС скв. 42-огн, в которой из интервала перфорации 2279,4 – 2303,0 (-2058,2-2081,8) получен фонтанный приток нефти.

Залежь нефти пластово-массивная, размеры 3,8x3,5 км, высота 41,5 м. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина – 8,6 м в скв. 303. В контуре нефтеносности находится 11 скважин. Разработка залежи началась с 1987 года скважиной 42-огн. Затем в 1998 году в эксплуатацию введены скважины 303, 304, 529. Добыча с начала разработки на дату подсчета составила 93 тыс. т. нефти.

На Родыгинском поднятии ВНК  принят на абсолютной отметке — 2073 м на основании результатов опробования  и данных РГД скв. 607, в которой  из интервала перфорации 2274,5-2290,4 (-2056,8-2072,7) с учетом работающих пропластков  получен приток нефти дебитом 4,1 т/сут. Залежь нефти пластово-массивная, размеры 3,4x2,4 км, высота – 16,2 м. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 142 составляет 3,0 м. В контуре нефтеносности находится 6 скважин. Залежь разрабатывается с декабря 1998 года. Всего отобрано 1 тыс. т. нефти.

 

1.5. Физические свойства продуктивных отложений

Исследования  керна проводилось в ПермНИПИнефть  и в КамНИПИГИКС. В 1984 - 1988 гг. был изучен керн из скважин ОГН (№ 42, 43, 43-бис, 44), в 1993 -1997гг. из поисковых и разведочных скважин № 141 — 156 (исключая скв. 151, 152, 155), в 1998 г. – из эксплуатационных скважин № 302, 303, 306, 503, 517, 529, 588, 607 – итого из 25 скважин.

Физические  свойства пород на Сибирском месторождении  определены по 1343 образцам, отобранным из продуктивных средне- и нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений. Всего выполнено 1443 определения пористости, 1307 – проницаемости, 541 – связанной воды капилляриметрическим методом, 133 анализа гранулометрического состава и 387 микроописаний. Наибольшее число образцов отобрано из скв. 147 (118), 42 (114), 145 (99), 148 (97) и 144 (87). Около 100 образцов были дополнительно отобраны из разведочных скважин и исследованы в 1998 году.

Освещенность  разреза керном неравномерная и снижается сверху вниз, в башкирско-серпуховских отложениях максимальная, в среднем 61 %, в терригенной толще нижнего карбона – 50 %, в фамено- турнейских- отложениях – всего 39,3 %. В скважинах ОГН и поисково-разведочных скважинах керн отобран из всех продуктивных отложений, в эксплуатационных – либо из терригенных нижнекаменноугольных (302, 306, 517, 588), либо из карбонатных фамено- турнейских (303, 503, 529, 607), Наибольший вынос керна в среднекаменноугольном комплексе – 82 % (скв. 44), в нижнекаменноугольном терригенном – 76 % (скв. 42), в фамено- турнейском – 83 % (скв. 44), но проходка с отбором керна в этих скважинах небольшая, не по всему разрезу комплексов. В целом по скважинам вынос керна колеблется от 18,5 % (скв. 303) до 75 % (скв. 43). Наибольшая проходка с отбором керна отмечена в скв. 142, 150, 145, 146, 42, 148 – от 120 до 124 м, вынос керна в них 01 40,5 % (скв. 142) до 61 % (скв. 150). Средневзвешенные значения пористости и проницаемости продуктивных пластов по данным лаборатории физики пласта ПермНИПИнефть приведены в таблице 1.

Средневзвешенные  значения пористости и проницаемости  продуктивных пластов по керну

Таблица 1

Пласт	Нефтенасыщенная  часть				Водонасыщенная  часть
	порис-тость	число опр.	проница-емость	число опр.	порис-тость	число опр.	проница-емость	число опр.
Бш	11,3	226	18,1	205	11,5	11	2,42	10
Срп	9,7	-	2,72	5	8,7	1	-	-
Тл2а	14,5	12	202	9	-	-	-	-
Тл2б	10,6	3	28,6	3	-	-	-	-
Бб1	13,6	61	131	61	11,5	17	36,1	15
Бб2	15,6	96	231	93	12,0	40	52,8	37
БбЗ	16,2	148	234	144	13,3	28	103	28
Бб4	15,5	35	302	34	13,85	5	152	5
Бб1-Бб4	15,4	340	220	332	12,4	90	71,1	85
Мл	14,6	2	62,7	1	-	-	-	-
Т-Фм	10,0	23	14,0	22	11,5	65	30,4	58

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Физические основы геофизических исследований в обсаженных скважинах.

 

Обязательный  комплекс геофизических  исследований обсаженных скважин и их основные задачи:

Основной комплекс методов, используемый для интерпретации  данных ГИС в обсаженных стволах скважин: АКЦ, ЭМДСТ, ГГДТ

АКЦ применяется для контроля контакта цемента со стенкой колонны и породой. Используется ПВП для большего радиуса проникновения продольной и поперечной волн в породу на частотах до 20 кГц. Низкочастотный прибор САТ позволяет получать видеоизображения внутренней стенки, размер и форму обсаженных и необсаженных скважин, информацию о расположении и количестве перфорационных отверстий в интервалах перфорации, размер и форму  нарушений в обсадных трубах.

ЭМДСТ Предназначен для дефектоскопии и раздельного определения толщины стенок труб в скважинах. Позволяет исследовать конструкцию скважины. Определяет толщину двух внутренних труб отдельно для каждой трубы (после машинной обработки). Обнаруживает дефекты типа трещин, порывов, интервалы коррозии и механического истирания стенок, зоны взрывной перфорации и фильтры, а также рассоединения в муфтах. Содержит чувствительный термометр для выявления притока и поглощения флюида. Позволяет проводить исследования в действующих нефтяных и газовых скважинах без остановки процесса эксплуатации. Содержит гамма-блок.

 ГГДТ предназначен для измерения плотности вещества за обсадной колонной по 8 радиальным направлениям, толщины стенки колонны по 4 радиальным направлениям с привязкой результатов измерений к апсидальной плоскости, а также для регистрации естественного гамма-излучения горных пород.

 2.1 Физические основы акустического каротажа в обсаженных скважинах.

Акустический каротаж (АК) – метод геофизических исследований в скважинах, основанный на изучении акустических свойств горных пород (скоростей распространения и затухания упругих волн), пересеченных скважиной.

Сущность акустического  каротажа сводится к возбуждению  в скважине упругих колебаний, которые  распространяются в среде, окружающей излучатель, и регистрации их одним или несколькими приемниками.

По типу регистрируемых параметров и основным целям и  назначению  выделяются следующие  основные модификации  акустического  каротажа: 

      -  АК  по скорости – для изучения  скоростных характеристик пород, вскрытых скважиной;