ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 550.832.582
© В.А. Колесов, А.Г. Хохолков, А.В. Чашков, 2014
Изучение влияния смешивания пластовой воды и фильтрата бурового раствора на спектр ядерно-магнитного каротажа
В.А. Колесов
(ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»),
А.Г. Хохолков, к.ф.-м.н.
(ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика»),
А.В. Чашков, к.ф.-м.н.
(АО «Нефтяная индустрия Сербии»)
Адрес для связи: KolesovVA@kr-nipineft.ru
Ключевые слова: ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), пластовая вода, фильтрат бурового раствора, карбонатные коллекторы, Восточная Сибирь.
Studying influence of formation water and drilling fluid filtrate mixing on nuclear magnetic logging spectrum
V.A. Kolesov (RN-KrasnoyarskNIPIneft LLC, RF, Krasnoyarsk), A.G. Khokholkov (R&D Center Tvergeofizika OAO, RF, Tver), A.V Chashkov (Naftna Industrija Srbije A.D., Serbia, Novi Sad)
E-mail: KolesovVA@kr-nipineft.ru
Key words: NMR logging, formation water, drilling fluid filtrate, carbonate reservoirs, Eastern Siberia.
On the core of Rosneft Oil Company's license areas in Irkutsk Region and Krasnoyarsk Krai there has been performed a wide range of operations for providing petrophysical support of nuclear magnetic logging data interpretation for Vendian and Lower Cambrian carbonate reservoirs, however there is still a number of uncertainties while interpretation of the method. The paper introduces a solution of one of such uncertainties, which is a study of mixture of formation water and drilling fluid filtrate nuclear magnetic resonance properties in the void space of core samples.
Использование метода граничных отсечек времен поперечной релаксации Т2 спектра ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) для определения коэффициента остаточной водонасыщенности Кв о по данным исследований керна [1] с использованием модели пластовой воды оказалось неэффективным в карбонатных слож-нопостроенных засолоненных отложениях венда и нижнего кембрия на лицензионных участках ОАО «НК «Роснефть» в Иркутской области и Красноярском крае. Полученные значения Т2 изменяются от 8 до 200 мс. Кроме того, применение моделей Тимура-Коатеса и среднего времени [2] не позволило рассчитать проницаемость по данным ядерно-магнитного каротажа (ЯМК).
В работе [3] установлена зависимость вида спектра ЯМК от характеристик работающих интервалов. Приток был получен при наличии ненулевых бинов инкремент-ной пустотности на спектре ЯМК при времени более 400 мс. Для оценки возможностей ЯМК в исследуемом разрезе и обеспечения петрофизической поддержки ЯМК выполнены комплексные ЯМР-исследования керна вида ЯМР - воздействие - ЯМР для изучения свойств пород при различном флюидонасыщении [4, 5].
При проведении работ [4] существенным упущением явилось использование в лабораторных экспериментах модели пластовой (минерализованной) воды (далее модели пластовой воды), а не самой пластовой воды. В связи с этим были проведены дополнительные исследования ЯМР-свойств последней. Установлено, что она имеет магнитные примеси, поэтому сигнал воды на спектрах ЯМР и ЯМК характеризуется одномодальным распределением, а его местоположение не изменяется при различном содер-
жании воды в породе. Это позволило разработать алгоритм расчета Кво для рассматриваемых отложений. Программа и результаты исследований приведены в работе [5]. С учетом этих результатов были повторно проанализированы данные, полученные в работе [4]. Основным отличием повторной интерпретации стала замена понятия «модель пластовой воды» на фильтрат бурового раствора (ФБР). Одним из главных выводов повторной интерпретации спектров ЯМР является то, что независимо от размера пустот ФБР в среде нефти релаксирует на временах, близких к времени релаксации подвижного ФБР. Это позволило использовать данный вывод в качестве надежного критерия выделения эффективных толщин [3, 4].
Комплексные ЯМР-исследования дали возможность определить основное местоположение пластовой воды, нефти и ФБР на спектре инкрементной пустотности ЯМК. Такое разделение четко прослеживается на каротажных диаграммах.
Несмотря на выполненный широкий спектр работ для обеспечения петрофизической поддержки интерпретации данных ЯМК, остаются неопределенности при интерпретации результатов метода. К критическим неопределенностям относятся разделение сигнала от глин и тяжелых фракций нефти на спектре ЯМК (задача рассматривается в работе [4]), а также динамика спектра ЯМК при смешивании пластовой воды и ФБР в непредельно нефтегазонасыщенных зонах.
В данной работе представлено решение задачи по раскрытию одной из таких неопределенностей: изучение ЯМР-свойств смеси пластовой воды и ФБР в поровом пространстве образцов керна.
Рис. 1. Каротажные кривые и пример диаграммы ЯМК с отсутствием сигнала от пластовой воды на спектре ЯМК
Несоответствие полученных притоков
принятой петрофизической модели
По результатам бурения одной из скважин в усть-кутском горизонте (пласт Б5) полученный спектр ЯМК имеет одномодальное распределение с модой на временах, больших времен релаксации пластовой воды, (рис. 1). Сигнал от пластовой воды практически отсутствует, а керн не содержал выпотов нефти. При этом коэффициент пористости Кп по данным ЯМК составил не более 5 %.
По принятой петрофизической модели [3] интервал изначально не был выделен как коллектор, однако наличие релаксации на спектре ЯМК на временах, больших Т2, и невысокое сопротивление послужили основанием для испытания интервала с целью проверки наличия его коллекторских свойств. Противоречивым является тот факт, что при низком для данного разреза сопротивлении спектр ЯМК практически не содержит сигнал от пластовой воды. При проведении испытаний был получен приток пластовой воды дебитом 72 м3/сут. По результатам испытаний скважины был пересмотрен подход к расчету коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг [6].
Существуют примеры по другим скважинам исследуемой территории, когда по данным ЯМК отмечается характерный для исследуемого разреза двухмодальный спектр, керн интервалов имел повсеместные выпоты нефти, но по результатам испытаний были получены притоки только воды. Согласно работе [7] возможной причиной такого вида спектра ЯМК в водонасыщенных интервалах может быть смешивание пластовой воды с ФБР, в результате снижается концентрация магнитных примесей в полученной смеси и спектр ЯМК смещается в сторону больших времен релаксации. Для проверки гипотезы была реализована специальная программа исследований керна.
Изучение динамики спектра ЯМР
при смешивании пластовой воды и ФБР
Для проведения лабораторных исследований были использованы три типа КС1-полимерных буровых раство-
Номер бурового раствора Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Водоотдача, см3/30 мин
1 1200 45-55 3,0-3,5
2 1110 40-55 3,0-3,5
3 1220 40-55 3,0-4,0
ров, которые применялись при бурении скважин (см. таблицу). На керне изучались ЯМР-свойства при смешивании пластовой воды и ФБР.
Тары с буровыми растворами № 1 и № 3 были негерметично закрыты, имелись следы вытекания жидкости из-под пробки. Растворы в виде негазированной однородной суспензии наливались в пробирку. Тара с буровым раствором № 2 была закрыта герметично: буровой раствор наливался в пробирку в виде сильно вспененной суспензии. ЯМР-исследования всех буровых растворов проведены при релаксации в свободном объеме (когда стенки сосуда не влияют на сигнал ЯМР). Так как буровой раствор № 2 был газирован, дополнительно было проведено его дегазирование в течение 10 мин под вакуумом для проверки влияния газа на релаксацию. Полученные спектры инкрементной пористости ф(. в зависимости от времени Т2 представлены на рис. 2. Из него следует, что ЯМР-спектры растворов № 1 и № 3 в свободном объеме сопоставимы со спектром пластовой воды и имеют одномодальное распределение с максимумом при Т2 = 40-60 мс. Буровой раствор № 2 по ЯМР-свойствам отличается от двух других растворов. Он также имеет одномодальное распределение, однако максимум приходится на Т2 = 100-200 мс. Время релаксации в буровых растворах зависит от их плотности: чем больше время релаксации, тем меньше их плотность (см. таблицу). Для сравнения на рис. 2 приведен спектр релаксации в дистиллированной воде в свободном объеме. Дегазирование бурового раствора № 2 незначительно изменило спектр (см. рис. 2): он немного сместился в направлении большего времени Т2 за счет увеличения дисперсии в распределении. Полученный результат свидетельствует о возможности использования дегазиро-
Рис. 2. Зависимость спектров ЯРМ инкрементной пористости ф, от времени Т2 при ЯМР исследованиях буровых растворов и пластовой воды в свободном объеме
ванного бурового раствора в экспериментах, так как он несущественно искажает спектр.
Затем на основе буровых растворов были приготовлены их фильтраты путем прохождения растворов через пористую среду на установке фильтрации. Так как буровые растворы № 1 и № 3 имеют схожие ЯМР-спектры, были приготовлены фильтраты только буровых растворов № 1 и № 2. Для полученных ФБР в свободном объеме выполнена съемка ЯМР-спектров. Распределения ин-крементной пористости представлены на рис. 3, для сравнения приведены спектры пластовой и дистиллированной вод в свободном объеме. Из рис. 3 видно, что что ЯМР-спектр ФБР № 2 значительно отличается от времени релаксации в этом растворе. Однако форма спектров изменилась незначительно, а время релаксации спектра от бурового раствора к соответствующему ему ФБР увеличивается на порядок. Это характерно как для пары буровой раствор № 1 - ФБР № 1, так и для пары буровой раствор № 2 - ФБР № 2. Спектр ФБР № 2 близок к спектру дистиллированной воды. Спектры ФБР № 1 и № 2 превышают время поперечной релаксации в нефти [4], что в достаточной мере обосновывает замену понятия «модель пластовой воды» на ФБР при интерпретации спектров [4].
Для дальнейших исследований был выбран ФБР № 2, так как он обладает большим контрастом времени Т2 по сравнению с пластовой водой. Программа лабораторных исследований по изучению ЯМР-свойств в резуль-
тате смешивания пластовой воды и ФБР № 2 включала следующие мероприятия.
1. Отбор и выбуривание стандартных цилиндр
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.