Опыт применения ядерно-магнитного каротажа во время бурения скважин для оценки насыщенности пластов Ачимовских отложений

Краткая характеристика прибора ЯМК

MagTrak™ — это техническая реализация метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), используемая для проведения исследований в открытом стволе скважин во время бурения. В процессе проведения исследований методом ЯМР изучается затухание намагниченности системы протонов, которые содержатся в составе флюидов, заполняющих поровое пространство горной породы, при перемещении прибора по стволу скважины. Сервис ядерно-магнитного каротажа во время бурения MagTrak™ регистрирует экспоненциально затухающий сигнал спинового эха и предоставляет результаты инверсии в виде распределений времён продольной (T1) и поперечной (T2) релаксаций ядерно-магнитных исследований [2], которые являются стандартом в нефтегазовой индустрии для определения фильтрационно-емкостных свойств горных пород и оценки запасов УВ.

В реальном времени сервис MagTrak™ предоставляет распределение времён поперечной релаксации T2. Пластовые свойства такие, как пористость, флюидонасыщение, индекс проницаемости, рассчитываются из полученного распределения T2.

Для простоты использования сервиса MagTrak™ система регистрации прибора может работать в нескольких режимах накопления сигналов ЯМР, позволяя осуществлять измерения в широком диапазоне свойств горных пород и пластовых флюидов.

Скважинный модуль MagTrak™ состоит из зондовой части, блока обрабатывающей электроники и двух медленно вращающихся стабилизаторов, которые используются для устранения пагубного эффекта от возникающих в процессе бурения вибраций (рис. 1). Система регистрации прибора требует поддержания постоянной циркуляции бурового раствора в процессе бурения для обеспечения выработки необходимой мощности излучения ЯМР даже в хорошо проводящих буровых растворах. Дополнительно стоит учитывать, что в секции скважины диаметром 155,6 мм (6,125") номинальный размер зоны исследования прибором ЯМК MagTrak™ типоразмером 121 мм (4,75") составляет 249 мм (9,8") и представлен тороидальной областью, которая не соприкасается со стволом скважины (рис. 1). Основные технические характеристики модуля 4.75" MagTrak™ представлены в таблице 1.  

Методика интерпретации

Обработка данных ЯМК заключается в преобразовании релаксационной кривой
в дифференциальное, а затем интегральное
распределение пористости по временам релаксации Т2 с использованием специальных математических процедур. Дифференциальное распределение характеризует долю пор с конкретным значением Т2 в общем поровом пространстве и позволяет отобразить время поперечной релаксации Т2 для каждой точки глубины, по оси X время релаксации в миллисекундах и Y величина пористости в процентах [2].

Типизация флюидов становится возможной благодаря различию их физических свойств, которые определяют положение сигналов ЯМР [3] на распределении Т2. С целью типизации флюидов использован метод отсечек (рис. 3). Для разделения вклада в сигнал ЯМР от флюидов, находящихся в породах с разным размером пор, и непосредственно для типизации самих флюидов на основе различий их релаксационных свойств.  

Следует отметить, что данный подход надежен, когда контрасты релаксации, поляризации и диффузии между жидкостями велики [6]. В условиях низкой вариативности наборов TE и TW результаты обработки требуют дополнительной верификации как промысловыми данными, так и классическими подходами в интерпретации насыщенности.

Петрофизическая модель интерпретации получила следующий вид:

К_ГО + К_ВО + К_РУО + К_{СВОБОДНОЙ ВОДЫ} = 1,

где К_ГО — коэффициент остаточной газонасыщенности, К_ВО — коэффициент остаточной водонасыщенности, К_РУО — объем, занятый фильтратом РУО в зоне исследования прибора, К_{СВОБОДНОЙ ВОДЫ} — коэффициент свободной воды.

Для проведения инверсии методом отсечек использованы следующие настройки (таблица 2).  

Приведенная петрофизическая модель является основой для количественной оценки насыщенности по данным ЯМР. Ключевым этапом в данной модели является распределение сигнала по компонентам насыщенности, что и достигается методом отсечек по распределению времен спин-спиновой релаксации Т2. Использованные в работе границы отсечек (таблица 2) основаны на петрофизической интерпретации релаксационных механизмов в конкретных пластовых и скважинных условиях исследуемого объекта. Однако, как отмечено ранее, надежность данного подхода критически зависит от контраста физических свойств флюидов. В случаях, когда различия во временах релаксации или коэффициентах диффузии между флюидами незначительны, а наборы параметров прибора времен поляризации TW ограничены, возможны некоторые погрешности в разделении сигналов, особенно компонент К_РУО и К_ГО.

В качестве дополнительного подхода к выделению газовых зон был использован метод двумерной инверсии ЯМР отношений распределений Т1 и Т2 [1]. Методика эффективна для обнаружения газа благодаря высокому контрасту газа и воды, имеющих разные величины коэффициента молекулярной диффузии, которые будут отображаться по-разному на распределении Т1 и Т2 [1]. Лёгкие УВ будут иметь длинные времена на распределении Т1 и относительно короткие на распределении Т2 и, как следствие, высокое отношение R = T1/T2 (рис. 2). По оси X приведено время релаксации распределения T2 в миллисекундах, по оси Y — отношение распределений времени T1/T2 [1].  

Предварительные расчёты

С целью определения режима регистрации ЯМК для прибора MagTrak™ и моделирования откликов сигналов ЯМР от пластовых флюидов, был проведён предварительный анализ (рис. 4). Режим регистрации данных ЯМК используется прибором MagTrak™ для достижения наилучшего качества регистрируемой информации при данных пластовых и технологических условиях проведения каротажа. Достаточная поляризация пластового флюида достигается в течении выбранного времени поляризации TW, которое определяется согласно модельным (синтетическим) откликам ЯМР ожидаемых пластовых флюидов. Соблюдение этого правила гарантирует точную оценку коэффициента пористости при условии достижения оптимальной вертикальной разрешающей способности метода [6].  

График демонстрирует результат моделирования распределения пластовых флюидов на времени поперечной релаксации Т₂, которые получены на основании априорных данных (таблица 3).

По результатам предварительного моделирования данных ЯМК для обеспечения полного охвата всех пластовых флюидов необходим режим с максимальным временем поляризации TW_L = 16 секунд, короткое время поляризации TWS = 2 секунды, при условии использования времени раздвижки между эхосигналами TE = 0,6 мсек.

Результаты

На рисунке 5 представлены результаты интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа по результатам записей, полученных в процессе бурения скважины и после бурения на подъёме бурового инструмента. 

Распределение Т2 показывает дифференциальное распределения сигналов ЯМР на времени поперечной релаксации Т2 (по оси X время релаксации, по оси Y величина пористости), для записей в процессе бурения и на подъёме после бурения, с нанесёнными на них отсечками (таблица 2). Модели флюидов рассчитаны из распределений Т2 и показывают количественную оценку долей различных типов флюидов в зоне исследования метода ЯМК (~31—61 мм), представленные в виде объёмных моделей, состоящие из долей: глинисто-связанного флюида (серая заливка), капиллярно-связанного флюида (синяя заливка), объёма свободной воды (голубая заливка), объёма РУО (оранжевая заливка), объём остаточного газа (красная заливка). Распределение R-T2 показывает результаты двумерной инверсии, которые позволяют качественно разделить сигналы ЯМР от пластовых флюидов (рис. 2).

При сопоставлении данных ЯМК, записи при бурении и записи на подъёме после бурения отмечено, что на замере во время бурения, после вскрытия долотом пласта в зоне исследования метода уже происходит «активное» оттеснение газового флюида (сигнал от которого на распределении Т2 интерпретируется правее отсечки 2300 мс) (рис. 5) фильтратом бурового раствора (РУО) [4], который фиксируется ярким сигналом на распределении Т2 в интервале времени 250—2300 мс, что необходимо учитывать при определении насыщенности пласта, особенно в песчаниках с лучшими ФЕС (Кпр > 0,1мД). Это ярко заметно на примере пласта Ач5, где отмечается достаточно большой объём РУО в модели флюидов и относительно меньшая величина от оставшегося в пласте газа. В то время как в пласте Ач3 в песчаниках с худшими ФЕС (Кпр = 0,1 мД) объём РУО практически не отмечается, весь сигнал ЯМР на распределении Т2 фиксируется в интервале времени 3,3—250мс [5], что соответствует зоне капиллярно-связанной и свободной воды.

К моменту же записи ЯМК на подъёме (через 9 часов после завершения бурения) отмечается практически полное оттеснение свободного/подвижного пластового флюида из зоны исследования ЯМК фильтратом бурового раствора (РУО) как в пласте Ач3, так и в Ач5. Применение повторной записи ЯМК после бурения обуславливается тем, что при сопоставлении записей ЯМК в процессе бурения и повторной записи можно отследить влияние РУО и идентифицировать положение сигналов ЯМР от пластового флюида на распределении Т2, что является важным при определении насыщенности пласта по данным ядерно-магнитного каротажа.

В результате по данным ЯМК насыщение пласта Ач3 (рис. 5) интерпретируется как водонасыщенный при доле свободной воды по пласту в среднем более 20%, К.воды ~ 27% и отсутствии значимых сигналов в газовой области на распределении T2 и R-T2 [1].

Насыщение пласта Ач5 интерпретируется как продуктивный по газу, в котором отмечается наличие выраженного сигнала на распределении T2 в интервале более 2300 мс, а также присутствие сигнала на распределении R-T2 (рис. 2) в области с высоким отношением R = T1/T2, расчетная объемная доля газа в среднем по пласту превышала 20%, Кго ~ 22%, К.воды ~ 8%.

По факту проведения анализа данных ЯМР по методике отсечек и распределения R-T2 были получены следующие результаты:

1. a) объёмная количественная флюидальнаямодель пласта (рис. 5);
2. b) качественноераспределение R-T2(рис. 5);
3. c) определено насыщение по данным ЯМК (рис. 5);
4. d) построенаблок-схема для определения насыщенности пласта [2](рис. 6). 

Дополнительно стоит отметить, что скорость записи ЯМК, проводимой на подъёме после бурения скважины, должна соответствовать скорости записи ЯМК в процессе бурения для соблюдения схожих условий каротажа.

Заключение

В работе представлен опыт с применением данных ЯМК полученных в процессе бурения скважины.

1. 1.Порезультатам исследований отмечено, что уже после вскрытия пласта наблюдается влияние РУО на данные ЯМК и замещение пластового флюида фильтратом бурового раствора. Через 9 часов зона исследования ЯМК (~31—61 мм) практически полностью заполнена фильтратом РУО.
2. 2.С учётом влиянияРУО на показания ЯМК, определены зоны флюидов на распределении Т2, дано насыщение пластов А3, Ач5 и составлена предварительная блок-схема по определению насыщенности.
3. 3.Предложенная петрофизическаямодель на основе T2-отсечек (таблица 2) является частным случаем, надежность которой зависит от контраста физических свойств пластовых флюидов. Для уточнения насыщения, как показано на рисунке 2 и 5, даже такая модель в комплексе с двумерной-инверсией (распределение R-T2) позволяет качественно разделить сигналы и получить количественные критерии, пригодные для оценки насыщенности пласта.
4. 4.Для улучшениярезультатов с целью минимизации влияния РУО и более достоверной оценки насыщенности пласта в последующих работах рекомендуется: a) сократить расстояние датчика ЯМК от долота с 23,5 до 7—8 м; б) увеличить скорость бурения с текущих 10—15 до 20—25 м/ч, чтобы сократить время после вскрытия пласта; в) модифицировать буровой раствор, в частности применить кольматант дисперсной фазы, размер которого соответствовал бы диаметру горловин порового канала песчаников. Дополнительно проводить исследования стационарных замеров ЯМК на нескольких глубинах длительностью по 5 мин при бурении и после бурения для более детального разделения положения сигналов ЯМР на распределении Т2.
5. 5.Полученные выводыбазируются на наборе данных по двум пилотным скважинам, и, безусловно, для их подтверждения требуются дальнейшие исследования на большем количестве скважин. В частном же случае применение ядерно-магнитного каротажа в процессе бурения пилотных стволов позволяет оценить насыщение пластов Ачимовских отложений, а также дополнительно даёт возможность в сложных условиях, связанных с устойчивостью ствола скважины, наличием зон АВПД, присутствием посадок/затяжек в процессе бурения, снижать геолого-технологические риски, в частности минимизируя проведение исследований (ГИС ЯМК, ГДК-ОПК после бурения), и соответственно сокращать сроки строительства скважины.