СПОСОБ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ПУСТОТНОСТИ НЕОДНОРОДНЫХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2022 года по МПК E21B47/00 E21B49/00 G01V5/14 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов.

Известен способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов (патент RU №2475780, МПК G01V 1, опубл. 20.02.2013, Бюл. №5), использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления, группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой/диагональной системы напластования, а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки.

Недостатком известного способа является то, что при анализе используется только один параметр - удельное сопротивление, использование только одного метода не позволяет объективно оценить параметры пласта, вскрытого скважиной.

Наиболее близким того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ (Афанасьев B.C. «Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным») определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств. Данный способ принят за прототип.

Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность алеврито-глинистых песчаных коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.

Недостатком известного метода является то, что он ориентирован на свойства представленных в разрезе скважины пластов-коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических пород коллекторов.

Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.

Недостатком известного способа является то, что он ориентирован на изучение свойств только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов.

Выделению коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. В пределах карбонатного разреза расчленение геологического разреза может быть выполнено на основе совместного использования методов гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). Предельная разрешающая способность геофизических исследований данным комплексом ограничена 0,2 метрами, что позволяет на практике выделять отдельные пропластки толщиной не менее 0,6 – 0,8 метров. В условиях высоко неоднородных карбонатных пластов, когда пропластки с различными коллекторскими свойствами могут не превышать 0,03 – 0,05 метров данная точность может быть не приемлема для решения практических задач. При выделении коллекторов прослои, характеризующиеся коэффициентом пористости (К_п) меньше установленных граничных значений, в эффективные толщины не включаются, в результате чего потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитываются в Государственном балансе запасов РФ.

Техническим результатом, достигаемый предлагаемым изобретением, является повышении детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна.

Дополнительным техническим результатом является выделение всех литологических типов горных пород, участвующих в фильтрации флюидов.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов, включающем использование радиоактивного каротажа и исследований кубических образцов керна с помощью компьютерной томографии для дифференциации карбонатных пластов по пористости и выделение пород всех литологических типов, участвующих в фильтрации флюидов.

Способ включает выполнение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) и обработку полученной информации с последующим выделением интервалов коллекторов.

На первом этапе предполагается расчет по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) значения разностных параметров ΔI_гк и ΔI_ннк. Расчет производят по формулам:

ΔI_гк = (I_гкMAX - I_гкПЛ) / (I_гкMAX - I_гкMIN) – для метода ГК;

ΔI_ннк = (I_нккMAX - I_нккПЛ) / (I_нккMAX - I_нккMIN) – для метода ННК-т,

где I_гкMAX и I_нккMAX – максимальные значения показаний методов;

I_гкMAX и I_нккMAX – максимальные значения показаний методов;

I_гкMIN и I_нккMIN – минимальные значения показаний методов;

I_гкПЛ и I_нккПЛ – значение в оцениваемом пласте.

В глинисто-карбонатном разрезе I_гкMAX соответствует пласту глин, I_гкMIN - пласту наименее заглинизированных карбонатов; I_ннкMAX соответствует пласту наиболее плотных (наименее пористых) карбонатов, I_нккMIN - пласту глин.

На втором этапе производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (К_п). Метод рентгеновской томографии позволяет уточнить строение литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными. Использование кубических образцов со сторонами, равными 40±1,0 мм, на томографической установке обеспечит охват большей площади исследования образца, что позволит получить точные результаты. Использование образцов со сторонами менее 39 мм в томографической установке невозможно ввиду отсутствия специального держателя образцов керна. Для меньших размеров образцов керна необходимо изготовление специального держателя, что не всегда является экономически целесообразным. Использование образцов со сторонами более 41 мм невозможно ввиду то, что стандартный размер образца керна составляет 100 мм в диаметре и максимальный кубический образец, который можно из него выпилить, составляет 40±1,0 мм.

Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:

К_{пЖИДК-НД} = D_прон* К_пПРОН + (1- D_прон) * К_пПЛ, где

К_{пЖИДК-НД} – открытая пористость неоднородного образца;

D_прон – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);

К_пПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;

К_пПЛ – открытая пористость плотной части образца.

По методу рентгеновской томографии в объеме образца оценивают долю проницаемых коллекторов D_прон. Открытую пористость проницаемой части, исходя из значений К_п (по жидкостному методу) и принимая во внимание, что для плотной части К_п = К_{пЖИДК-ПЛ}, оценивают по формуле:

К_пПРОН = (К_{пЖИДК-НД} - К_{пЖИДК-ПЛ} * (1- D_прон)) / D_прон.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-3.

На фиг.1 – Проведение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с выделением различных литотипов.

На фиг.2 – Результаты обработки рентгено-томографических исследований на кубическом образце керна горных пород.

На фиг.3 – Образцы керна горных пород различных литотипов на фотографиях и по данным рентгено-томографических исследований.

Пример реализации данного способа.

На одной из скважин Москудьинского месторождения (объект В₃В₄) проведены геофизические исследования методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). При расчете значений разностных параметров ΔI_гк и ΔI_ннк получены следующие результаты:

литотип 1 пористых кавернозных пород - ΔI_гк = 0; ΔI_ннк = 0,16;

литотип 2 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как проницаемые коллекторы - ΔI_гк = 0,03; ΔI_ннк = 0,26;

литотип 3 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как непроницаемые породы - ΔI_гк = 0,13; ΔI_ннк = 0,32;

литотип 4 пород с низкой пористостью - ΔI_гк = 0,16; ΔI_ннк = 0,48.

литотип 5 наиболее плотных пород - ΔI_гк = 0,08; ΔI_ннк = 1.

Для литотипов 1-4 изготовлены кубические образцы керна со сторонами 40±1,0 мм, на которых проведены томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитана открытая пористость (К_п). В результате данных метода рентгеновской томографии керна установлено однородное строение литотипа 1 с К_{пЖИД-ПОР}=23,2 %.

Для литотипов 2 и 3 установлено послойное переслоение плотных и пористо-кавернозных пропластков с толщинами 0,03-0,10 метров. Оценка открытой пористости жидкостным методом для образцов неоднородного строения составила К_{пЖИДК-НД}=7,2 % для второго литотипа и К_{пЖИДК-НД}=14,3% для третьего литотипа. По результатам обработки рентгено-томографических исследований на кубических образцах керна рассчитывали доля проницаемой части D_прон. В результате для образцов литотипа 2 D_прон составила 0,138 д.ед., для литотипа 3 – 0,673 д.ед.

Для литотипа 4 установлено однородное строение без признаков эффективной пористости по томографии, К_{пЖИДК-ПЛ}=6,0%, что ниже граничного значения коллекторов принятое для рассмотренного эксплуатационного объекта в 7%. Согласно данным рентгеновской томографии строение литотипа 4 аналогично строению плотной части литотипов 2 и 3.

Таким образом, метод рентгеновской томографии позволил уточнить строение литотипов 2 и 3, которые по данным ГИС принимаются однородными, причем пропластки литотипа 2 относят к коллекторам, а литотипа 3 – к непроницаемым породам.

Открытую пористость неоднородного образца можно представить как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:

К_{пЖИДК-НД} = D_прон* К_пПРОН + (1- D_прон) * К_пПЛ, где

К_{пЖИДК-НД} – открытая пористость неоднородного образца;

D_прон – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);

К_пПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;

К_пПЛ – открытая пористость плотной части образца.

Тогда расчет строения литотипов 2 и 3 можно провести следующим образом. По методу рентгеновской томографии оценивали долю проницаемых коллекторов D_прон занятых в образце керна пористо-кавернозными породами. Зная для образца керна К_п (по жидкостному методу) и принимая для плотной части К_п = К_{пЖИДК-ПЛ} для литотипа 4 (в примере 6,0%) открытую пористость проницаемой части оценили по формуле:

К_пПРОН = (К_{пЖИДК-НД} - К_{пЖИДК-ПЛ} * (1- D_прон)) / D_прон.

В примере для образца керна литотипа 2 (К_{пЖИДК-НД} = 7,2%; D_прон = 0,138):

К_пПРОН2 = (7,2 - 6 * (1- 0,138)) / 0,138 = 14,7%.

Таким образом, образец керна литотипа 2 представлен на 13,8% проницаемой породой с К_пПРОН2 = 14,7% и на 86,2% плотной частью с К_пПЛ=6,0 %.

В примере для образца керна литотипа 3 (К_{пЖИДК-НД}=14,3%; D_прон= 0,673):

К_пПРОН3 = (14,3 - 6 * (1- 0,673)) / 0,673 = 18,3%.

Таким образом, образец керна литотипа 3 представлен на 67,3% проницаемой породой с К_пПРОН2 = 18,3% и на 32,7% плотной частью с К_пПЛ=6,0 %.

Таким образом, комплексирование геофизических исследований скважин методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с компьютерной томографией образцов керна позволяет повысить детализацию и достоверность определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, которые ранее не включались в нефтенасыщенные толщины и потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитывались в Государственном балансе запасов РФ.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов. Согласно способу дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, осуществляют выделение интервалов коллекторов по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с последующим вычислением значений разностных параметров измерений ΔI_гк и ΔI_ннк. При этом уточнение строения литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными, производится с помощью изготовления кубических образцов горных пород со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводятся томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывается открытая пористость (К_п). Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей. По методу рентгеновской томографии оценивают долю проницаемых коллекторов D_прон. Зная для образца керна К_п по жидкостному методу и принимая для плотной части К_п = К_{пЖИДК-ПЛ}, открытую пористость проницаемой части оценивают по формуле: К_пПРОН = (К_{пЖИДК-НД} - К_{пЖИДК-ПЛ} * (1- D_прон)) / D_прон. Техническим результатом является повышение детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна. 3 ил.

Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств, отличающийся тем, что выделение интервалов пластов-коллекторов производят по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с вычислением значений разностных параметров ΔI_гк и ΔI_ннк по формулам:

ΔI_гк = (I_гкMAX - I_гкПЛ) / (I_гкMAX - I_гкMIN) – для метода ГК;

ΔI_ннк = (I_ннкMAX - I_ннкПЛ) / (I_ннкMAX - I_ннкMIN) – для метода ННК-т,

где I_гкMAX и I_ннкMAX – максимальные значения показаний методов;

I_гкMIN и I_ннкMIN – минимальные значения показаний методов;

I_гкПЛ и I_ннкПЛ – значение в оцениваемом пласте,

при этом в глинисто-карбонатном разрезе I_гкMAX соответствует пласту глин, I_гкMIN - пласту наименее заглинизированных карбонатов; I_ннкMAX соответствует пласту наиболее плотных карбонатов, I_ннкMIN - пласту глин, далее уточняют строения литотипов, для этого производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (К_п), которую представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:

К_{пЖИДК-НД} = D_прон* К_пПРОН + (1- D_прон) * К_пПЛ, где

К_{пЖИДК-НД} – открытая пористость неоднородного образца;

D_прон – доля проницаемых коллекторов;

К_пПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;

К_пПЛ – открытая пористость плотной части образца,

долю проницаемых коллекторов D_прон оценивают по методу рентгеновской томографии, а открытую пористость проницаемой части, исходя из значений К_п и принимая во внимание, что для плотной части К_п = К_{пЖИДК-ПЛ}, оценивают по формуле:

К_пПРОН = (К_{пЖИДК-НД} - К_{пЖИДК-ПЛ} * (1- D_прон)) / D_прон, где

К_{пЖИДК-ПЛ} – открытая пористость плотной части по жидкостному методу.