Коллеги, доброго дня!
Нужен взгляд со стороны.
Итак, присказка:
Речь идет о терригенном коллекторе, находящемся в зоне предельного углеводородонасыщения, который залегает непосредственно на фундаменте (состав которого изменяется по латерали и вертикали). Между фундаментом и продуктивным интервалом встречается кора выветривания мощностью от 0,5 до 20 м
Пробурили горизонтальную скважинку. Скважина нагнетательная. Предположительно за 5 м (по вертикали) до коры выветривания встретили пласт с пониженным сопротивлением 11 Омм (принято, что пласты с сопротивлением менее 11 Омм являются водонасыщенными).
В соседней вертикальной скважине с расширенным комплексом ГИС и с отбором керна, находящейся от обсуждаемой скважины в 800 м в нижней части продуктивного интервала был также встречен пропласток с сопротивлением в 9 Омм. Сделали там MDT – получили приток безводной нефти. Поэтому, когда в обсуждаемой горизонтальной скважине увидели коллектор с низким сопротивлением, никаких мыслей по поводу воды не было.
Спустили колонну и зацементировали. Прописали АКЦ – качество цемента хорошее. И ради «спортивного интереса» сперва решили прострелять интервал 2890-2965 м с пониженным сопротивлением и вывести скважинку на отработку.
В итоге, при выводе скважины на режим получили 65% нефти и 35 % воды. Хим анализ воды показал что вода пластовая. При этом, соседние горизонтальные скважины с того же куста, которые находятся по абсолютным отметкам ниже, дают безводную нефть.
По методам сопротивлений интервал обладает примерно одинаковым насыщением. Почему тогда насыщение двухфазное?
Но это, собственно, только присказка. Разобраться пока нужно с другим фактом.
В интервале с пониженным сопротивлением был встречен пропласток с аномальными геофизическими свойствами. Возможно, именно по нему и идет вода. Но для начала надо разобраться, из чего этот пропласток сделан.
Итак, дано:
ГК: 270 мкР/час (торий – 540 ppm, уран – 110 ppm, калий – 7 %)
НГК: 9 у.е.
ННКт (малый зонд): 1.1 у.е.; ННКТ (большой зонд) – 2.9 у.е.
Водородный индекс по НГК: -0.0065 д.ед.
Водородный индекс по ННКт: 0.19 д.ед.
Сопротивление (Большой зонд БК): 11 Омм
АК: 210-260 мкс/м
ГГКП: 1.71 г/см3
Сделали внеочердную калибровку геофизической аппаратуры. Приборы не врут!
Внимание вопрос:
Что это такое?
Собственно, сам планшет
Доброго времени суток.
по поводу воды - возможно наклонный ВНК
какой район, каков дебит по жидкости?
Район: Восточная Сибирь, Непско-Ботуобинская антеклиза.
Дебит по жидкости: 200 м3/сут.
Наклонный ВНК весьма сомнителен по следущим причинам: 1) коллектор практически полностью фобный; 2) горизонтальные скважины с юга и с севера, находящиеся на удалении в 600-700 м и располагающиеся по абсолютным отметкам ниже обсуждаемой скважины на 4 м, дают безводную нефть.
Perched water как вариант. Русский эквивалент этого термина не знаю. Я бы перевел как защемленная вода, но не уверен что это устоявщейся термин в русской нефтянки.
To Kolos
Я правильно понимаю, что если это все-таки "Perched water", то первоначально при запуске обводненность должна быть около 100%, а со временем процент обводненности должен уменьшаться?
Такое развитие событий у нас также имело место быть. Пару лет назад пробурили вертикальную скважину. Сопротивление в коллекторе 30 Омм (никаких аномальных показаний методов ГИС при этом зафиксировано не было ). Однако в продукции сразу после запуска было порядка 98% пластовой воды. При этом до предполагаемого ВНК больше 10 м! Однако в последствие (менее чем через месяц), когда вся "Perched water" была откачана, обводненность резко упала до нуля и скважина до сих пор дает безводную нефть.
Здесь же получается, что скважина работает уже второй месяц с нормальным дебитом, а процент обводненности только увеличивается (медленно, но верно)!
Поэтому, судя по всему, подпитка водой происходит снизу по какому-то высокопроницаемому каналу (например, из того, что при пористости в 20% имеет плотность 1,71 г/см3).
Коллеги, подскажите, пожалуйста, механизм данного явления. Я не пойму, если вода защемленная, то она должна быть защемлена разломом/глинистой перемычкой или еще какой-нибудь гидравлической преградой... Откуда после полной добычи воды пошла нефть? Даже если предположить что в этой линзе с водой была нефть, то почему скажина еще работает (давление бы просело) ?
Или позле этого еще ГРП делали? Расскажите, подробней , пожалуйста.
На сколько сильно розняться по дебиту нефтяные скважины с подмоченной?
А по ГИС прям карбонатная баженовка какая-то в Восточной Сибире, мож сервисники чего напутали :)
To AGA
Та скважина, что запустилась с водой, а потом стала давать чистую нефть, находится в "углублении" фундамента. По-видимому в этой самой "ямке" вода и осталась. При выводе на режим стреляли только нижнюю часть. Впоследствие достреляли еще верх. ГРП не делали. Пластовое давление в этом районе упало уже на 20 атм.
Но речь сейчас не о ней.
Вполне реально...
По закрепленной карбонатной трещиноватости потихоньку дренировать низы
To Vladimir_K
Карбонаты имеют высокую плотность и низкие показания ГК.
А что это за зверь такой с плотностью 1.71 г/см3, водородосодержанием по НГК -0.0065 д.ед., водородосодежранием по ННКт 0,19 д.ед. и показаниями ГК в 270 мкР/час?
Вообще я сперва грешил на гейсландит либо на антраксолит.
Но, как выяснилось, по генезису эти минералы не совсем подходят.
про низкое сопротивление и нефть - если имеет место тонкое переслаивание глин и нефтенасыщенных песчаников, то обычно там видно низкое сопротивление, так как основная часть тока гуляет по глинам (параллельное соединение). у буржуев на такой случай есть навороченные железки https://www.slb.com/services/characterization/wireline_open_hole/scanner_rock_fluid_character/rt_scanner.aspx
Вот как раз в ближайшей вертикальной скважине (примерно в 800 м от рассматриваемой) мы и писали этот самый Rt Scanner!
Там где было зафиксировано сопротивление в 9 Омм (кстати, по керну это чистый песчаник с проницаемостью в 500 мД), а прибором MDT получена безводная нефть, получилось так что кажущееся сопротивление по самому длинному зонду, вместе с истинным сопротивлением с поправкой за слоистую глинистость оказались равны!
Там по ЯМК регистрируется повышенная доля капиллярно-связанной воды. Видимо из-за этого сопротивление и падает.
Вот уж действительно - там чедуса, там леший бродит - хорошая проницаемость, чистый песчаник, а содержание остаточной воды повышенное, плотность очень низкая - плотность песка на пляже где-то 1,5 тонны на куб, а мокрый 2 тонны. Там точно песчаник?
To SergeyT
Прослеживается тенденция, что при повышенном содеражении остаточной воды (на центрифуге) фиксируется повышенное содержание преобразанного калиевого полевого шпата, который регистриуется по РСА и РФА. Вот так и выходит, что при проведении гран состава имеем глинистость равную 0, а Кво при этом может варьироваться от 1 до 50%.
Как раз-таки я не уверен, что в интервале 2960-2980 м находится песчаник.
При объемной плотности 1,71 г/см3 и пористости, допустим, по ННКт в 20%, получается, что минералогическая плотность породы равна 2,2-2,3 г/см3. А если верить пористости по НГК (хотя лично я здесь ей не верю), то минералогическая плотность породы равна 1,71 г/см3.
а шламограммы нет? может там маломощная глинистая перемычка? Гис может её не схватить, а воду она держит. Там же вообще мотский горизон часто на две пачки делится.
To Павел - 25
Шламограмма есть. Ничего примечательного геологи в этом шламе не увидели.
Однако в лабораторию для более детального исследования уже отправлены пробы шлама.
Глинистая перемычка между верхним и нижиним продуктивным горизонтом находится существенно выше.
а нефти по химсоставу одинаковые? отклонений в содержании металлов нет?
Нефти одинаковые.
Как насчет вторичного засолонения песчаников?
Что на Яракте, что на Чоне оно активно развито.
Процесс вторичного засолонения песчаников изучен достаточно хорошо. Идентифицируются по методам ГИС подобные интервалы весьма уверенно.
При вторичном засолонении песчаников происходит увеличение сопротивления, синхронное уменьшение водородного индекса по НГК и ННКт и при этом ГГКП показывает в диапазоне 2.4-2.55 (в зависимости от степени засолонения). Именно это мы и видим на глубинах 2840 и 2870 м (см планшет)
Ничего подобного в интервале 2970 м не наблюдается.
Так что этот вариант исключен.
На планшете не видно названий методов.
Это точно не подошва терригенки - кровля КВ/Фундамента?
Tikiero, а можешь планшет с лучшим разрешением выложить? пока смог угадать только, где ГК и нейтронные методы находятся
вообще-то траппы бывают в разрезе значительно выше и в них обычно идёт поглощение,
а вдруг здесь не так и образовалась синхронно с траппами небольшая плюшка в виде силла, со временем потрескалась и водичкой напиталась?
кривая скорости бурения в этом интервале стабильна?
Вообще, исходный планшет был хорошего качества. Сейчас попробую что-нибудь придумать.
Скорость бурения стабильная. Поглощений при бурении не было.
Ну вот, у меня этот планшет хорошо читаем. Исходный файл весит только 200 КБ.
Обозначения (справа налево):
1) водородный индекс по НГК и ННКт (пределы шкалы 0-0.3 д.ед.)
2) пористость по ГИС (пределы шкалы 0-0.3 д.ед.)
3) проницаемость по ГИС (пределы шкалы 0.01-10000 мД)
4) АК (пределы шкалы 120-320 мкс/м)
5) Гилинистость (пределы шкалы 0-100 %) и засолонение (пределы шкалы 30-0 %)
6) нормированная кривая водородного индекса по данным ННКт и ГГКП (пределы шкалы 2-3 г/см3)
7) Сопротивление (пределы шкалы 1-1000 Омм)
8) Калий (пределы шкалы 0-10 %)
9) Торий (пределы шкалы 0-500 ppm), уран (пределы шкалы 0-100 ppm)
10) ННКт
11) ГК (пределы шкалы 0-30 мкР/час), НГК (пределы шкалы 1-5 у.е.)
To Павел - 25
По сейсмике 3Д в этом районе все спокойно. Не видно никаких разломов, выступов и все такое. Но не стоит забывать, что зона Френеля у сейсмики даже хоть и 3Д здесь составляет около 200 м.
Но даже если и предположить, что скважина пересекла какой-то силл с магматической породой, то почему плотность такая низкая (1,71 г/см3)?
To DimA1234
В коре выветрвания резко падает скорость бурения вплоть до полной остановки. Нефть из коры выветривания идти не может. По крайней мере, раньше никогда не было.
Интервал с пониженным сопротивлением (ровно как и тот, что обладет аномальными геофизическими свойствами) находится в нижней части продуктивного пласта. До коры выветривания вниз около 5 м.
to Tikiero
на планшете не видно кривой каверномера. Что она рисует напротив этого пропластка? И что за раствор в скважине - плотность, добавки?
To csforfun
Скважина горизонтальная. Поэтому каверномер не предусмотрен.
Плотность раствора 1.28 г/см3 (плотность пластовой воды 1.37 г/см3). Параметры бурового раствора: 45-55с, Ф<5см3/30мин,СНС=6/8-10/16 рН=9-10,5.
Плотность бурового раствора достигается за счет NaCl и кальцита.
Поглощений бурового раствора при бурении не было.
плотность пластовой воды 1.37 ?! Что ж у вас там растворено? При концентрации NaCl или KCl в воде до 300 г/л плотность не превышает 1,2 г/см3.
ИМХО поведение методов соответствует размыву (каверну) стенки скважины - отсюда и свалившаяся плотность, и увеличение на ННК, дернувшееся ДТ, отсутсвие реакции на сопротивлении. Смущает, что U и Th так фонят, но можно попробовать объяснить тем, что размыв в глинке, а она могла какой-нибудь гадости адсорбировать радиоактивной.
То, что НГК так сваливается тоже выглядит странно, особенно потому, что с методом со времен универа дела не имел
Но насколько помню, (поправьте, если ошибаюсь), хлор (которого видимо много в растворе при такой плотности) при захвате нейтрона выдает 3 с копейками гамма-кванта, в отличие от одного у водорода, следовательно у вас в каверне НГК и должен рисовать высокие скорости счета, а следовательно и низкую пористость.
верховодка perched groundwater, irregular temporary water, land water, perched water, upgrade water
это понятие относится больше к грунтовым водам
http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D1%80%D1%83%D0%BD%D1%82%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D1%8F_%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%B0
В западе часто встречался с этим термином именно в oil&gas. Вот одна капча из одной презентации, которая была под рукой. См справа где локальный ОВК отличается от основного. При заполнении ловушки нефтью, вода защемляется в "перевернутых ловушках"
To csforfun
Против того, что в интервале 2960-2980 м находится размыв, соответствующий глинам, говорят следующие факты:
1) Если совместить кривую ГГКП и кривую водородного индекса в обратном масштабе, то в местах вывала ствола скважины, обусловленного наличием глин, кривая водородного индекса должна «уходить» левее кривой ГГКП. Если песчаник засолонен, то кривая водородного индекса должна «уходить» правее кривой ГГКП. Собственно, именно так все и происходит (два опорных пласта глин находятся немного выше по стволу скважины и на планшет не попали, однако засолоненные песчаники можно увидеть и на том планшете, что я загрузил). Однако на 6 треке справа (где представлены кривая нормированного на чистые песчаники водородного индекса по ННКт и кривая ГГКП) в этом интервале рисуется что-то не похожее ни на глины, ни на засолоненный песчаник.
2) На тех глинах, что у нас раньше всегда были, АК показывает около 320 мкс/м
3) Максимальное показание ГК на чистых глинах у нас составляет 20 мкР/час. При этом вся радиоактивность обусловлена вкладом калия. Показаниям ГК в 20-100 мкР/час соответствуют проницаемые гравелиты. В них радиоактивность обусловлена торием. Поделитесь соображением, какие глины могут обладать радиоактивностью в 270 мкР/час, в которых она обусловлена в основном торием и ураном?
4) Хлор при захвате нейтрона выдает в среднем 2,7 дополнительных гамма-кванта. Специально опускали прибор НГК в бочку с водой, минерализация которой составляет 380-420 г/л (плотность примерно 1,37 г/см3). Водородный индекс по НГК в этом случае будет равен примерно 0,6 (с некоторой погрешностью). То есть, существенно выше 0.
Таким образом, в интервале 2960-2980 м находится что-то, не похожее на глины. Или по крайней мере, не обычные глины.
Так что именно?
попробуйте отправить шлам на спектральный анализ, может там в породе какая-нибудь примесь р/а фонит.
To Павел - 25
Шлам на анализы уже отправили. Ждем результатов.
Кстати, обводненность скважины стала падать. По последним замерам обводненность составляет 15%. Посмотрим, что будет завтра.
выложите пожалуйста материалы если не трудно
Не могу т.к. это инсайдерская информация. В западных учебниках по petroleum engineering должно быть что-то по этой теме.
а какой длины горизонтальный участок, пересекающий эту зону?
Ещё бы полный объём скважины?
Если есть данные по состав -притоку?
Пластовое давление?
Сколько в отработке и чем отрабатываете?
Есть ли планшет в сравнении с соседками....?
To Павел - 25
Длина зоны с аномальными геофизическими свойствами 20 м. Длин а зоны с пониженным сопротивлением:100 м.
To Иван007
Что такое полный объем скважины?
Данные по составу притока указывал в предыдущих сообщениях.
Пластовое давление равно 130 атм. Но зачем нужно знать пластовое давление?
В отработке 1,5 месяца на фонтане.
Корреляция по соседкам само собой есть. В принципе, я даже эту корреляцию покажу. Только вот что она изменит?
спрашиваю по самым прстым причинам, Вы уверены вышла ли она на режим, так как скважина фонтанная не известно каким образом Вы замеряли обводнённость в продукции. Полный объёи скважины, сколько жидкости находится в стволе скважины, площадь её основания на высоту или длинну если хотите, 130 атм, это у Вас обычное давление, абсолютная отметка пласта какая, а то у меня сложно укладываетс, как она работает фонтаном. По поводу состава притока Вы не поняли была ли запись ГИС после вывода на режим...Ну тоесть Вы уверены, что те замеры которые Вы меряете на поверхности полностью отражают пластовую картину?
tikiero
Корреляция по соседкам само собой есть. В принципе, я даже эту корреляцию покажу. Только вот что она изменит?
То есть Вы уверены что в соседках этого пропластка нет?
Очень сложно иметь наглядную картину если предположить по вашему планшету глубина (средняя) 2600 м., и т.д. и если учесть что Ваш планшет отображает одни и теже отложения в горизонтальном стволе, то есть данная запись просто отображает неоднородности по горизонтали например просто пласта алевролитов (ну не совсем по горизонтали).....не видя наложение проводки ствола...я понимаю что это 70 метров(углубление) при длинне в 200 метров вернее вижу, может я что то не понимаю, но вы хотя бы отметь те на планшете интервал фильтра что ли....то есть любые изменния при проводке ствола в том или ином направлении будут давать другие результаты ГИС....Может быть я не ясно выражаюсь....уж простите великодушно....
Мысль на обсуждение:
Возможны ли там скопления газогидратов? они ведь при падении давления распадаются на газ и воду.
И гелия там у вас случайно нет?
Страницы