Определение характера насыщения истощенных месторождений по методам ГИС

Последнее сообщение
Rid3r 3 0
1 нед.

Всем добрый день! Столкнулся с проблемой определения характера насыщения истощенного месторождения. На месторождении провели расширенный комплекс ГИС (ВИКИЗ, ЯМК) в новых скважинах для оценки остаточных запасов и определения флюидальных контактов. Однако столкнулись с проблемой что все электрические методы показывают очень низкие сопротивления, что приводит к низким насыщениям при интерпретации. Где-то доходят до 0, а там при опробовании получаем небольшой приток газа. Нефтяные интервалы по ЯМК так и вовсе выделяются как водоносные геофизической компанией (по данным отобранного керна выделяются нефтенасыщенные интервалы). Половина коллекторов по ЯМК не выделена (в горизонтах где при опробовании был получен газ, по ЯМК нет коллекторов).

Кто сталкивался с подобного рода месторождениями? Нужен совет с определением характера насыщения пород-коллекторов меловых отложений? Имеются ли специальные методы ГИС для решения этих задач? Может ли это все быть связано с тем что происходит глубокое проникновение бурового раствора? Коллектора с хорошей проницаемостью и пористостью 20-35%. 

kochichiro 920 12
1 нед. #1

Какие конкретно электрометоды писались помимо викиз? БКЗ писали?
Раствор в новых скважинах какой был, токопроводящий или нет?
По керну есть ли в составе породы пирит?
Насколько глубокое проникновение раствора по вашим данным?
Какой характер расхождения между зондами викиз?

Rid3r 3 0
1 нед. #2

kochichiro пишет:
Какие конкретно электрометоды писались помимо викиз? БКЗ писали? Раствор в новых скважинах какой был, токопроводящий или нет? По керну есть ли в составе породы пирит? Насколько глубокое проникновение раствора по вашим данным? Какой характер расхождения между зондами викиз?

1. Я на всякий случай перечислю все методы, которые проводились, может будет полезна эта информация. БК, ПС (марка прибора К1А-723 №783), ВИКИЗ (ВИКИЗ №73301) ПЗ, ГЗ (ЭК-АГАТ №9), НГК, ННК, ГК (РК №203), ГГК (ПК-73 №207), АК (МАК-2), ДС(ПФ-73 №366)

2. Раствор полимерный. УЭС бурового раствора 0.02 Омм, Уд.вес 1.15 г/см3

3. Анализ подробный еще не проводили. Сейчас образцы находятся в лаборатории на анализах. Но коллега (занимается керном) сказал, что визуально не похоже что там есть пирит.

4. Честно говоря, даже не знаю. Но при записи ЯМК(его радиус исследования как заявили около 10см). Во многих местах просто не определяет коллектора. Поэтому думаю местами проникновение большое. Как точно определить это к сожалению не знаю.

5. По ВИКИЗ незначительное расхождение есть в зонах коллекторов. Но малый зонд не превышает большой даже в интервалах где вода.

В приложении 2 скважины с методами ГИС и насыщением.

 

Вложение: 
kochichiro 920 12
1 нед. #3

Судя по скважине № 2 все не так уж и печально. В интервалах, где получили газ явное понижающее проникновение - малые зонды показывают меньше дальних, по метровому зонду есть зона проникновения.

В водоносных интервалах ситуевина несколько хуже - все зонды сходятся как в неколлекторах или имеется слабое повышающее проникновение. Это говорит о слабом контрасте сопротивлений между фильтратом бурового раствора и пластовой водой. Какова минерализация полученной пластовой воды?

По идее вопросы нужно задавать интерпретаторам, если они правильно взяли минерализацию (и соответственно сопротивление) пластовой воды и правильно привели ее к пластовой температуре, то у вас все должно было получиться - в интервалах где вода - вода, где газ - газ. Плюс еще должны были правильно сделать инверсию показаний ВИКИЗ.

Чтобы повысить контраст для беглого визуального анализа материала, можно предложить следующее:

- если позволяют условия бурения снизить минерализацию раствора и довести его сопротивление до 0,2 Ом*м;

- добавить в компоновку 5-ти зондовый БКЗ со стандартными длинами - 0,45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 м. У 4 и 8 метровых зондов самый большой радиус исследования (4 и 8 м соответственно) из доступных приборов, так что они должны гарантированно показать сопротивление дальней зоны пласта. 

Smarty 40 6
1 нед. #4

На полимерном растворе у нас ЯМК вообще перестает работать-теряет смысл проведения, ИК, БК тоже показывают низкие УЭС, хотя при опробовании получаем нефть. Как вариант применение комплекса 5БК-МАГИС, либо попробовать поэкспериментировать с бур.раствором.

Rid3r 3 0
4 дн. #5

kochichiro пишет:

Судя по скважине № 2 все не так уж и печально. В интервалах, где получили газ явное понижающее проникновение - малые зонды показывают меньше дальних, по метровому зонду есть зона проникновения.

В водоносных интервалах ситуевина несколько хуже - все зонды сходятся как в неколлекторах или имеется слабое повышающее проникновение. Это говорит о слабом контрасте сопротивлений между фильтратом бурового раствора и пластовой водой. Какова минерализация полученной пластовой воды?

По идее вопросы нужно задавать интерпретаторам, если они правильно взяли минерализацию (и соответственно сопротивление) пластовой воды и правильно привели ее к пластовой температуре, то у вас все должно было получиться - в интервалах где вода - вода, где газ - газ. Плюс еще должны были правильно сделать инверсию показаний ВИКИЗ.

Чтобы повысить контраст для беглого визуального анализа материала, можно предложить следующее:

- если позволяют условия бурения снизить минерализацию раствора и довести его сопротивление до 0,2 Ом*м;

- добавить в компоновку 5-ти зондовый БКЗ со стандартными длинами - 0,45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 м. У 4 и 8 метровых зондов самый большой радиус исследования (4 и 8 м соответственно) из доступных приборов, так что они должны гарантированно показать сопротивление дальней зоны пласта. 

Спасибо за рекомендации, попробуем проработать этот вариант в следующих скважинах!

 

Хотел также узнать Ваше мнение по поводу пластовой воды скважины 2.

Сопротивление и минерализация пластовой воды, принятые интерпретаторами:

Горизонт №2: р=0,422 Омм, минерализация - 8,3 г/л

Горизонт №3: р=0,200 Омм, минерализация - 15,7 г/л

Горизонт №4: р=0,200 Омм, минерализация - 19,0 г/л

Горизонт №5 – 0,116 Омм, минерализация - 29,1 г/л

Горизонт №6 – 0,117 Омм, минерализация (средняя) - 27,2 г/л

В приложении высылаю данные по минерализации отобранных проб воды из интервалов опробования. 

 

В интервале 875-881м при испытаних был получен приток газа и с небольшим дебитом воды(около 3 куб.м. в сутки). Есть предположения что это может быть буровой раствор который зашел в пласт(вывод сделан основываясь на рН и высокой минерализации).

Интервал 1036-1045м во время опробования был получен очень слабый приток газа. Скважину закрыли на КВД, после открыли и газа уже небыло. Есть версия что данный интервал может быть газонасыщенным, его просто задавливает вода из горизонта №6. 

Хотелось бы также услышать мнение по данным вопросам.

Вложение: 
kochichiro 920 12
4 дн. #6

Так сопротивление раствора у вас какое - 0,02 или все-таки 0,2 Ом*м и при какой температуре?

Если как вы пишите выше сопротивление раствора 0,02 Ом*м, то минерализация раствора должна быть порядка 300 г/л. При минерализации пластовой воды 30 г/л у вас тогда по всему разрезу наблюдалось бы понижающее проникновение.

Если у вас сопротивление раствора все-таки равно 0,2 Ом*м, тогда все закономерно - минерализация раствора равна 30 г/л, что равно минерализации пластовой воды и напротив водонасыщенных интервалов нет расхождения по зондам ВИКИЗ. В этом случае при интерпретации берите спокойно минерализацию пластовой воды 30 г/л, ей будет соответствовать сопротивление 0,205 Ом*м при 24 гр. С.

Касательно испытания - если испытывали вместе с водой, то вполне вода могла задавить газ. Тут надо знать дебит по газу и смотреть кривую изменения давления по стволу скважины.

Go to top