СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ Российский патент 2005 года по МПК G01V1/00 

Предлагаемое изобретение относится к области геофизики, в частности к геофизическим методам исследования скважин, и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов, включающем оценку насыщенности продуктивных коллекторов, обнаружение обводненных пластов и определение текущего положения водонефтяных контактов в процессе эксплуатации месторождения.

Известен способ определения характера насыщения коллекторов в скважинах, основанный на применении электрического каротажа [1]. Основным недостатком этого метода является невозможность проведения исследований через стальную обсадную колонну, которая устанавливается в эксплуатационной скважине.

Известен способ определения характера насыщенности пластов (вода-нефть) в скважинах, основанный на применении нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам [2]. Этот метод очень чувствителен к хлоросодержанию среды и эффективно используется для определения воды и нефти в коллекторах в тех случаях, когда пластовые воды отличаются высоким содержанием солей хлора.

Основной недостаток этого метода заключается в следующем. С уменьшением минерализации пластовой или закачиваемой в пласт воды возможность определения характера насыщенности пласта данным методом резко ограничивается и при минерализации воды < 25 г NaCl на 1 л эта задача практически не решается.

Наиболее близким к предлагаемому способу определения характера насыщения коллекторов в скважинах является способ, основанный на применении широкополосного волнового акустического каротажа [3]. Использование данного способа требует повторных акустических исследований обсаженных стальными колоннами скважин, что не всегда возможно в условиях эксплуатации месторождения. Кроме того, в условиях плохого качества цементирования скважины или в случае сложного строения коллектора возникает проблема неоднозначности при интерпретации данных этого метода.

Целью предлагаемого изобретения является повышение оперативности определения характера насыщения коллекторов в обсаженных трубами скважинах.

От известных способов определения характера насыщенности коллекторов в скважинах предлагаемый способ отличается тем, что проводят измерения естественных геоакустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины в трех или более заданных диапазонах частот, определяют величины отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в каждом заданном частотном диапазоне к амплитуде сигнала, зарегистрированного в диапазоне наименьших частот, оценивают характер насыщенности пластов-коллекторов по экспериментально установленной величине отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в диапазонах высоких частот, к сигналам низкочастотного диапазона, равной 0,8, превышение которой указывает на преобладающую насыщенность пласта-коллектора нефтью.

Предлагаемый способ определения характера насыщенности коллекторов в скважинах основывается на следующих физических факторах.

Каждая из компонент, заполняющих твердый скелет породы (нефть с газовым фактором, вода), может быть источником акустических колебаний. Насыщающие пласт вода и нефть с газовым фактором генерируют акустические колебания, когда возникает дегазация нефти и фильтрационный поток становится неустойчивым, с пульсациями скорости и давления, что соответствует переходу числа Рейнольдса через критическое значение.

При числах Рейнольдса, превышающих критические значения, движение быстро приобретает сложный характер со все меньшими масштабами турбулентности. Чем меньше масштаб движений (расстояние, на котором заметно меняется скорость пульсаций), тем больше градиенты скорости и тем сильнее они тормозятся вязкостью. По мере возрастания числа Рейнольдса сначала появляются крупномасштабные пульсации с наибольшими амплитудами, затем их масштаб уменьшается. Скорость крупномасштабных пульсаций сравнима с изменением средней скорости (ΔV) на протяжении (l) основного масштаба турбулентности. Частоты этих пульсаций имеют порядок V/l. Мелкомасштабные пульсации, соответствующие большим частотам, имеют значительно меньшие амплитуды. Верхний порог их частотного спектра определяется частотами

ω_o≈V/λ_o≈V/l Re^3/4

где λ_o - внутренний масштаб турбулентности, который определяет порядок величины масштабов наиболее высокочастотных пульсаций в потоке.

Рассмотренные общие характеристики турбулентного потока раскрывают один из механизмов генерации акустических колебаний в околоскважинной среде.

Другим источником, порождающим упругие колебания (особенно в высокочастотной части акустических сигналов), может быть неравновесный процесс разгазирования нефти. Известно, если пластовое давление совпадает с давлением насыщения флюида газом, то жидкость находится в насыщенном состоянии. Движение газожидкостных систем в пористой среде сопровождается фазовыми переходами, которые влияют на характеристики фильтрации. Фазовые переходы происходят при изменении давления. Движение выделенного объема жидкости в пористой среде связано с изменением давления в нем и, соответственно, выделением газа из жидкости. Темп изменения давления, а значит и темп выделения газа, зависят от скорости движения в коллекторе. Давление может изменяться также в каждой точке во времени. Процесс фазовых превращений можно считать равновесным, если dP/dt≈0. При больших значениях dP/dt - процесс неравновесный, и количество новой фазы определяется не только величиной давления, но и скоростью его изменения. В процессе дегазации выделяют докавитационный (пульсация пузырьков преимущественно без схлопывания) и кавитационный режимы и этот процесс происходит вплоть до установления нового равновесного состояния. Большую роль играет разность пластового давления и давления насыщения. Эта разность может быть такова, что дегазация в нефти будет происходить при слабой интенсивности сторонних воздействий, например микродеформациях толщи осадочных пород.

Таким образом, рассмотренные выше процессы имеют нестационарный колебательный характер и могут рассматриваться в качестве физической предпосылки для определения по естественным геоакустическим сигналам характера насыщенности пластов-коллекторов.

Согласно проведенным лабораторным и экспериментальным исследованиям в скважинах установлено, что амплитудно-частотные спектры геоакустических сигналов в диапазоне частот 0,1-5 кГц для пластов, насыщенных нефтью или водой, отличаются друг от друга.

В используемой аппаратуре имеется 4 канала, полосы частот которых соответствуют акустическим сигналам от водонасыщенного и нефтяного с газовым фактором пластов. Диапазон регистрируемых микровибраций среды, возникающих при движении воды и нефти с газовым фактором, изменяется от 0,1 до 5 мм/с² и выше.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважине размещают приемник геоакустических сигналов. Производится регистрация геоакустических сигналов на трех или более выбранных диапазонах частот. Измерения на указанной глубине производятся в течение определенного интервала времени, после чего приемник геоакустических сигналов перемещается вверх или вниз по стволу скважины на расстояние, обусловленное особенностями строения вскрытого скважиной геологического разреза.

Для определения характера насыщенности пласта-коллектора берется отношение сигналов каждого из заданных диапазонов частот к сигналу наименьших из выбранных частот. Эти отношения строятся в виде графиков и отражают характер насыщенности исследуемого пласта. При повторных измерениях оценивается динамическая активность происходящих в пласте процессов.

На чертеже приведены результаты определения характера насыщенности пластов-коллекторов в скважине Барсуковского нефтяного месторождения (Западная Сибирь, ЯНАО). Нефтяной (а) и водоносный (б) пласты в интервалах глубин 1741-1745 м и 1752-1757 м соответственно выделяются аномалиями геоакустических сигналов низкочастотного диапазона (кривая 1). В полосах высоких частот нефтяной пласт отмечается более интенсивными аномалиями (кривые 2 и 3), чем водонасыщенный.

Кривые 4, 5 характеризуют величины отношений (параметр N) амплитуд сигналов, зарегистрированных в диапазонах высоких частот к сигналам низкочастотного диапазона.

Экспериментально установлено, что существует граничное значение параметра N, равное 0,8, превышение которого (на кривой 4 показано штриховкой) указывает на преобладающую насыщенность пласта-коллектора нефтью. Для водонасыщенного пласта параметр N минимальный.

Высокочастотная аномалия в интервале водонасыщенного пласта (кривая 2) обусловлена общим подъемом амплитуд сигналов во всей полосе частот за счет интенсивного увеличения низкочастотной области амплитудно-частотного спектра.

В практическом плане определение характера насыщенности не вскрытых перфорацией пластов-коллекторов позволяет выявлять текущее положение водонефтяного контакта, контролировать процессы обводнения продуктивных толщ и учитывать их при разработке нефтяных месторождений.

Источники информации

1. Дахнов В.Г. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности. Из-во «Недра», М., 1975 г., глава VII, с.241-292.

2. Мухер А.А. Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин. Из-во «Недра», М., 1981 г., глава III, с.72-73.

3. Поляков Е.Е., Фельдцман А.Я. и др. Применение широкополосного волнового акустического каротажа для определения характера насыщения и ФЕС коллекторов через колонну. НТВ «Каротажник», вып.33, Тверь, 1997 г., с.33-35 (прототип).

Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин и предназначено для оценки преобладающей насыщенности коллектора нефтью или водой. Сущность: производят измерения естественных геоакустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины в трех или более заданных диапазонах частот. Определяют величины отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в каждом заданном частотном диапазоне, к амплитуде сигнала, зарегистрированного в диапазоне наименьших частот. Оценивают характер насыщенности пластов-коллекторов по экспериментально установленной величине отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в диапазонах частот, к сигналам низкочастотного диапазона, равной 0,8. Превышение этой величины указывает на преобладающую насыщенность пласта-коллектора нефтью. Технический результат: повышение оперативности определения характера насыщенности коллекторов в обсаженных трубами скважинах. 1 ил.

Способ определения характера насыщенности пластов-коллекторов, основанный на измерении естественного акустического поля, отличающийся тем, что проводят измерения естественных геоакустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины в трех или более заданных диапазонах частот, определяют величины отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в каждом заданном частотном диапазоне к амплитуде сигнала, зарегистрированного в диапазоне наименьших частот, оценивают характер насыщенности пластов-коллекторов по экспериментально установленной величине отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в диапазонах высоких частот, к сигналам низкочастотного диапазона, равной 0,8, превышение которой указывает на преобладающую насыщенность пласта-коллектора нефтью.