СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД Российский патент 1995 года по МПК E21B47/26 

Изобретение относится к исследованию скважин комплексом геофизических методов и может быть использовано для оценки нефтенасыщенности горных пород в необсаженных и обсаженных металлическими колоннами скважинах.

Известны способы оценки нефтенасыщенности горных пород, основанные на определении и анализе декремента затухания нейтронов.

Известны также способы, основанные на определении диэлектрической проницаемости и ядерно-магнитного резонанса пород.

Указанные способы основаны на использовании аномальных свойств воды и дают лишь приближенную, качественную оценку характера насыщенности пород. Причем применение двух последних из упомянутых способов ограничено только необсаженными скважинами.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ определения нефтенасыщенности горных пород, основанный на различии электропроводностей пластовой воды, нефти и горной породы [1]
В известном способе о содержании нефти в породе судят по электропроводности и количеству пластовой воды определенной минерализации. Указанный способ обеспечивает получение количественной информации о нефтенасыщенности, но является косвенным способом, а достоверность и точность его прямо зависят от точности оценки коэффициента пористости и содержания физически связанной воды, которые в свою очередь зависят от многих литологических (глинистость, сцементированность, строение порового пространства пород и т.п.) и физико-химических свойств (минерализация воды, поверхностная проводимость, фобизация поверхности пор) горных пород. При заводнении пласта пресными водами использование известного промышленного способа, как правило не дает положительных результатов. Кроме того, исследования по известному способу могут проводиться только в необсаженных металлической колонной скважинах.

Задачей изобретения является повышение точности определения нефтенасыщенности горных пород за счет уменьшения погрешностей, обусловленных влиянием литологических и физико-химических свойств породы и флюидов, а также обеспечение возможности реализации способа как в необсаженных, так и в обсаженных металлической колонной скважинах. Поставленная задача решается тем, что в способе определения нефтенасыщенности горных пород, включающем выделение продуктивных и водоносных пластов в разрезе скважины и измерение ряда геофизических характеристик пласта в присутствии промывочной жидкости, в выделенных пластах обсаженной или необсаженной скважин измеряют интервальные времена продольных и поперечных или продольных упругих волн, плотности продуктивных и водоносных пластов и коэффициенты пористости в водоносном и нефтеносном пластах, затем по измеренным значениям указанных параметров определяют отношения коэффициентов сжимаемостей нефтеносного, водоносного и/или заводненного пластов, по величине которых судят о нефтенасыщенности горных пород, причем чем больше величина указанного отношения сжимаемостей, тем больше значение нефтенасыщенности пород.

Целесообразно при определении коэффициента вытеснения нефти водой в необсаженной скважине замер геофизических характеристик осуществлять последовательно в скважине, заполненной промывочными жидкостями с низкой и высокой водоотдачей.

В основе предлагаемого способа лежит обобщенная физико-математическая модель упругих пористых нефтегазоводонасыщенных сред.

Физической основой модели является более высокая сжимаемость пластовой нефти по сравнению со сжимаемостью пластовой воды и твердой фазы породы. Именно использование таких объемных характеристик породы и насыщающих флюидов, как сжимаемости, создало предпосылки для разработки предлагаемого способа определения нефтенасыщенности горных пород. В основу способа положены результаты теоретических и экспериментальных исследований упругих и коллекторских свойств пористых сред. Указанные исследования были проведены, как в лабораторных условиях на моделях, так и на промышленных объектах при естественном залегании пород.

Способ осуществляют следующим образом. В разрезе изучаемой скважины по данным стандартного каротажа выделяются пласты-коллекторы. Наряду с предположительно продуктивными пластами по данным стандартного каротажа или по априорным геологическим данным выделяют в разрезе водоносный пласт или водоносную часть продуктивного пласта. По данным интерпретации акустического широкополосного каротажа определяют значение интервальных времен продольных и поперечных упругих волн в предположительно продуктивных и водоносном пластах или водоносной части продуктивного пласта. В этих же интервалах по диаграммам гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК) определяют значения плотностей предположительно продуктивных и водоносных пластов. По диаграммам метода собственных потенциалов (СП), гамма-гамма метода (ГГК) или нейтронных методов определяют коэффициенты пористости в водоносном и нефтеносном пластах.

По вышеуказанным параметрам определяют отношение сжимаемостей нефтеносного, водоносного и заводненного пластов, представляющее собой безразмерный комплексный параметр, именуемый индексом динамической сжимаемости (ИДС). Величина ИДС функционально зависит от нефтенасыщенности породы и также от коэффициентов сжимаемостей нефти, воды и горной породы. Математическая связь между ИДС и нефтенасыщенностью пород не носит универсального характера и зависит от литологии и упругих свойств конкретной породы коллектора нефти, его глубины залегания, составов нефти и воды и термобарических условий при которых они находятся. По всем этим параметрам производится "настройка" математической связи. Значения настроечных параметров определяются экспериментально или из справочной литературы.

Таким образом, ИДС является информативной количественной характеристикой нефтенасыщенности горных пород, причем чем больше ИДС, тем больше значения нефтенасыщенности.

Реализуется предлагаемый способ промышленными геофизическими средствами путем использования зависимостей между безразмерным комплексным параметром ИДС и нефтенасыщенностью.

Для определения начальной или текущей (в зоне обводнения) нефтенасыщенности продуктивных пластов в необсаженной скважине осуществляют комплекс вышеуказанных геофизических измерений. По всем полученным данным определяют комплексную величину индекса динамической сжимаемости для каждого пласта с предполагаемой нефтенасыщенностью. Далее по зависимости (палетке), настроенной на коллекторы конкретного района, определяют величину начальной или текущей нефтенасыщенности.

На фиг. 1 изображена зависимость между ИДС и коэффициентами нефтенасыщенности К_н или водонасыщенности К_в=1-К_н для верхне-юрских песчаников Западной Сибири. Зависимость наряду с коэффициентами нефте- и водонасыщенности учитывает возможность газосодержания в пласте, К_гкоторое в данных отложениях может появляться при снижении пластового давления на стадии разработки. Для пластов с начальной нефтенасыщенностью при пластовом давлении выше давления насыщения величина К_г=0.

Аналогично реализуется способ и при определении текущей нефтенасыщенности пласта в заводненной части месторождения, причем минерализация вод не играет роли. Однако в этих условиях для определения интервальных времен продольных и особенно поперечных волн в обсаженной скважине необходим жесткий акустический контакт колонны с цементным камнем и цементного камня с породой (качественное выполнение тампонажных работ при обсадке скважины колонной).

Для определения коэффициента вытеснения нефти водой в необсаженной скважине вскрытие пласта производят на буровом растворе с низкой водоотдачей (РНО или ИБР). Вскрытый интервал в первый раз исследуется с помощью акустического широкополосного каротажа (АКШ) и гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГК) так же, как было описано выше. Затем в скважину закачивают воду и задавливают ее в изучаемом интервале с целью вытеснения нефти водой и создания глубокой зоны проникновения воды в пласт. После этого проводят повторные исследования интервала с теми же приборами (АКШ и ГГК), т.е. используют технологический прием, называемый каротаж-воздействие-каротаж. На основании геофизических исследований с двумя растворами вычисляют также безразмерный комплексный параметр ИДС, который зависит от коэффициента вытеснения η_выт (фиг. 2). Зная взвешенные по мощности начальный коэффициент нефтенасыщения К_н, коэффициент пористости пласта К_п, эффективную нефтеотдающую толщину пласта и коэффициент вытеснения η_выт, можно рассчитать линейные извлекаемые запасы подвижной нефти в изучаемом интервале разреза.

Для определения текущего положения водонефтяного контакта в обсаженной скважине при заводнении пласта пресными водами, в случае, когда состояние цементного камня за стальной колонной не позволяет измерить методом АКШ интервальное время поперечной волны или при исследовании стандартным акустическим прибором, когда регистрируется только интервальное время продольных волн, для определения индекса динамической сжимаемости ИДС производятся отсчеты интервального времени продольной волны против заведомо нефтеносного и водоносного пластов (или против водоносной части продуктивного пласта), а также определение пористости и плотности водоносного и продуктивного пластов с помощью нейтронного метода. Полученный комплексный безразмерный параметр ИДС зависит от пористости пласта и величины относительной водонасыщенности
= , где К_в.о. остаточная водонасыщенность пласта.

На фиг. 3 схематически изображены результаты определения начальной нефтенасыщенности по старой (электрические методы и керн) и новой технологиям в базовой скважине N 20024 Таллинского нефтяного месторождения, пробуренной на юрские отложения с полным отбором керна, с поинтервальным опробованием пластов и исследованной на 2-х растворах (РНО и РВО) расширенным комплексом геофизических методов. На этом "полигоне" выполнено определение коэффициентов нефтенасыщения по традиционной и новой технологиям. Сравнение результатов явно в пользу новой технологии при значительной в перспективе экономии средств.

Предлагаемый способ обеспечивает всестороннее изучение нефтенасыщенных пород, включая определение предельного, начального и текущего нефтенасыщений нефтеотдающих толщин пластов, положение ВНК, коэффициента вытеснения нефти водой и коэффициента охвата по толщине разрабатываемого пласта или группы пластов, вскрытых скважиной. При использовании данных детальной трехмерной сейсморазведки, способ позволяет оценить объемный коэффициент охвата пласта заводнением и перейти к более достоверной оценке извлекаемых запасов нефти на раннем этапе разведки месторождения, модель залежи. Поскольку в предлагаемом способе отсутствует взаимодействие направленного электрического тока с породой, то существенно снижается влияние таких факторов, как изменение минерализации пластовых вод, поверхностная проводимость, фобизация поверхности пор, наличие слоя физически связанной воды, степень отсортированности и сцементированности пород и т.д. При этом снижается потребность в массовом изучении особенностей петрофизических связей по керну и детальном литологическом районировании свойств коллекторов.

Использование: в области исследования скважин геофизическими методами. Сущность изобретения: выделяют продуктивные и водоносные пласты в разрезе скважины, в выделенных пластах измеряют интервальные времена продольных и поперечных упругих волн, плотности продуктивных и водоносных пластах, затем по измеренным параметрам определяют отношение сжимаемости нефтеносного и водоносного или заводненного пластов, по величине которого судят о нефтенасыщаемости горных пород. 3 ил.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД, включающий выделение продуктивных и водоносных пластов в разрезе скважины и замер геофизических характеристик пласта в присутствии промывочной жидкости, отличающийся тем, что в выделенных пластах в обсаженной или необсаженной скважинах измеряют интервальные времена продольных и поперечных упругих волн, плотности продуктивных и водоносных пластов и коэффициенты пористости водоносного и нефтеносного пластов и определяют коэффициенты сжимаемости нефтеносного и водоносного или заводненного пластов, затем определяют отношение коэффициентов сжимаемости нефтеносного и водоносного или заводненного пластов, которое является показателем нефтенасыщенности горных пород.