Способ определения низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине


 


Владельцы патента RU 2499137:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин: каротаж-активация-каротаж, в частности к определению низко проницаемых пластов в бурящейся скважине. Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в определении низко проницаемых пластов. Данный технический результат достигается следующим образом - проводят фоновый гамма-каротаж, закачивают в открытый ствол «меченый» буровой раствор, проводят расхаживание бурового оборудования. В интервал исследования, после расхаживания бурового оборудования (НКТ), закачивают 0,5 м3 бурового раствора с концентрацией радона не менее 0,175 ГБк на 100 м интервала, дополнительно продавливают его. Проводят промывку интервала исследования двумя циклами циркуляции, после чего проводят гамма-каротаж. Полученный результат сопоставляют с фоновым замером.

 

Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин: каротаж-активация-каротаж, в частности к определению низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине.

Определение низкопроницаемых пластов - важная задача геофизических исследований при изучении глубокозалегающих трещиноватых коллекторов.

Недостаточная чувствительность традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) к пластам-коллекторам низкой пористости и проницаемости (менее 0,1 Мд) делает такую задачу практически неразрешимой.

Высокая чувствительность индикаторного метода по радону (ИМР) позволяет решить такую задачу успешно. Однако для однозначно получаемого результата необходима специально построенная технология.

Под проницаемостью пористой среды по отношению к жидкостям и газам подразумевается способность этой среды пропускать через себя флюиды.

Проницаемость является свойством пористой среды и зависит от геометрии порового пространства, а также физико-химических свойств движущихся флюидов (вязкость, градиент начального сдвига жидкости в пористой среде).

Известен способ оценки характера насыщенности пласта в процессе бурения скважины с помощью радона, описанный в книге В.П. Филиппова «Применение индикаторного метода по радону для изучения нефтенасыщенных пористых сред». - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. - 272 с.

Способ включает закачку в пласт индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном по окончании его проходки. В этом случае проницаемость пласта значительно снижена за счет кольматации призабойной зоны. Основным условием определения характера нефтенасыщенности пласта является продавливание в исследуемый пласт индикаторной жидкости (ИЖ) в объеме не менее двух объемов порового пространства, что практически невыполнимо.

Наиболее близким к предлагаемому является «Способ определения пластов с аномально высокой проницаемостью» патент №2351756, авторы Киляков В.Н., Белоусов Г.А., Киляков А.В.

Результатом изобретения является определение пластов с аномально высокой проницаемостью за счет различной проникающей способности бурового и тампонажного растворов в проницаемые пласты исследуемого интервала. Для этого проводят гамма-каротаж с использованием радиоактивных веществ. В целях определения пластов с аномально высокой проницаемостью используют газообразный химически инертный изотоп, исследования с помощью которого проводят в необсаженной скважине, а затем такой же изотоп вводят непосредственно в тампонажный раствор, в интервал предыдущего исследования. После этого проводят гамма-каротаж. Определение пластов с аномально высокой проницаемостью осуществляют по результатам сравнения конкретного контрольного гамма-каротажа с фоновым, проведенным после формирования зоны проникновения индикатора в пласты коллектора и промывки ствола от индикаторной жидкости. Затем проводят гамма-каротаж непосредственно после цементирования скважины и образования цементного камня, после чего сопоставляют проницаемости первого гамма-каротажа с проницаемостью, полученной при гамма-каротаже после цементирования, и выделяют пласты с аномально высокой проницаемостью.

Недостатком этого способа является тот факт, что кольматация затрудняет проникновение индикаторной жидкости (ИЖ) в низко проницаемые (трещинные зоны) и не позволяет получить при интерпретации ГИС однозначные результаты о зонах трещиноватых пластов-коллекторов.

Способ не дает возможности определить низко-проницаемые пласты.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в определении низко-проницаемых пластов за счет применения технологии, которая построена на совместном применении известных способов гидродинамического воздействия на пласт - расхаживание бурового оборудования (НКТ) с дополнительным продавливанием бурового раствора.

При расхаживании буровым оборудованием (НКТ) разрушается кольматационный слой, а дополнительным продавливанием обеспечивается проникновение индикатора в пласт.

В целях определения низкопроницаемых пластов используют газообразный химически инертный изотоп-радон.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе, включающем проведение фонового гамма-каротажа, закачку в открытый ствол за колонну бурильных труб в исследуемый интервал порции бурового раствора, «меченой» газообразным химически инертным изотопом, выполнение операций по формированию зоны проникновения фильтрата «меченой» порции бурового раствора, оттеснение из интервала исследования «меченой» порции бурового раствора, проводят расхаживание бурового оборудования (НКТ), в интервал исследования закачивают 0,5 м3 бурового раствора с концентрацией радона не менее 0,175 ГБк на 100 м интервала, дополнительно продавливают его, проводят промывку интервала исследования двумя циклами циркуляции, после чего проводят гамма-каротаж, полученные результаты сопоставляют с фоновым замером, оценивают проницаемость выделенных пластов и выделяют низкопроницаемые пласты.

Предложенный способ обеспечивает получение необходимой информации о наличии пластов коллекторов с аномально низкой проницаемостью, что может быть использовано при выделении эффективных толщин для подсчета запасов.

Способ основан на проведении гамма-каротажа с использованием радиоизотопов в процессе бурения скважины. При этом для определения пластов с аномально низкой проницаемостью в бурящейся скважине порцию бурового раствора, меченую изотопом, размещают в исследуемом интервале.

В процессе бурения после проведения фонового ГК изотоп вводят в расчетный объем бурового раствора для исследования протяженного (100-300 м) интервала открытого ствола. Через колонну бурильных труб данный объем меченой порции бурового раствора закачивают в исследуемый интервал, проводят формирование зоны проникновения индикатора вглубь пласта с последующей промывкой скважины.

После расхаживания бурового оборудования (НКТ) в интервал исследования закачивают 0,5 м3 бурового раствора с концентрацией радона не менее 0,175 ГБк на 100 м интервала, дополнительно продавливают его, проводят промывку интервала исследования двумя циклами циркуляции.

Проводят гамма-каротаж.

Полученные результаты сопоставляют с фоновым замером, оценивают проницаемость выделенных пластов и выделяют низко-проницаемые пласты.

Применение данного способа позволит уточнить эффективную толщину (подсчетный параметр) пластов-коллекторов и выявить зоны развития трещиноватости, что актуально для сложно построенных карбонатных разрезов (резервуаров).

Данный способ может применяться в области поискового, разведочного бурения в комплексе ГИС с целью выявления зон трещиноватых коллекторов и экранирующих свойств пород-покрышек.

Способ определения низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине, включающий проведение фонового гамма-каротажа, закачку в открытый ствол за колонну бурильных труб в исследуемый интервал порции бурового раствора, «меченой» газообразным химически инертным изотопом, выполнение операций по формированию зоны проникновения фильтрата «меченой» порции бурового раствора, оттеснение из интервала исследования «меченой» порции бурового раствора, отличающийся тем, что после расхаживания бурового оборудования (НКТ) в интервал исследования закачивают 0,5 м3 бурового раствора с концентрацией радона не менее 0,175 ГБк на 100 м интервала, дополнительно продавливают его, проводят промывку интервала исследования двумя циклами циркуляции, после чего проводят гамма-каротаж, полученный результат сопоставляют с фоновым, оценивают проницаемость выделенных пластов и выделяют низкопроницаемые пласты.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области спектрометрии гамма-квантов и может быть использовано в различных областях физических исследований, в т.ч. при испытаниях изделий электронной техники на радиационную стойкость.

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях. .

Изобретение относится к области изготовления, градуировки и обслуживания приборов и устройств для геофизических измерений и может быть использовано в оборудовании для каротажа, содержащем систему охлаждения с использованием криогенных жидкостей.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Изобретение относится к области скважинных каротажных приборов с генератором нейтронов. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может использоваться для выделения трещинно-поровых, трещинно-кавернозных высокорадиоактивных пород-коллекторов.

Изобретение относится к области ядерно-геофизических исследований скважин импульсными нейтронными методами и может быть использовано в геологии, геофизике, атомной промышленности и в других областях народного хозяйства.

Изобретение относится к области нефте- и газопромысловой геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой залежей нефти и газа для определения пористости пластов.
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к выявлению углеводородсодержащих пластов в бурящихся, эксплуатационных и другого назначения скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи углеводородов и проведения исследований и скважинных операций в скважине без подъема насосного оборудования.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных, газовых и гидротермальных скважинах.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважине и может быть применено при электромагнитной дефектоскопии многоколонных конструкций стальных труб.

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Изобретение относится к области изучения физических свойств пористых неоднородных материалов и может быть использовано для определения характеристик порового пространства и теплопроводности образцов горных пород и минералов.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при выявлении газогидратов в низкотемпературных породах (НП) при строительстве и эксплуатации скважин в НП.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Пакер с электронным измерительным прибором включает ствол с уплотнительными элементами, разделительным элементом между ними, а также подвижными и неподвижными элементами. Пакер снабжен электронным измерительным прибором с датчиком для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов в процессе эксплуатации скважины. По первому варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен в герметичном пространстве с постоянным давлением между уплотнительными элементами. По второму варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен вне уплотнительных элементов или в уплотнительных и разделительных элементах, при этом датчик электронного измерительного прибора гидравлически связан с герметичным пространством с постоянным давлением между уплотнительными элементами. Способ эксплуатации пакера с электронным измерительным прибором включает спуск в скважину колонны труб с указанным пакером, замер и передачу параметров на поверхность скважины. Электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора устанавливают с возможностью гидравлического сообщения с пространством между уплотнительными элементами для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов, при этом осуществляют запакеровку пакера и образуют герметичное пространство с постоянным давлением между уплотнительными элементами в виде гидравлической камеры. После посадки пакера электронным измерительным прибором с датчиком замеряют параметры в указанном пространстве. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.
Наверх