Способ определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по данным геофизических исследований скважин Российский патент 2023 года по МПК G01V5/14 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для определения коэффициента пористости газонасыщенных пластов в разрезе скважин.

Уровень техники

Из уровня техники известен способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости (см. патент RU 2330311 C1, опубл. 27.07.2008), в соответствии с которым осуществляют отбор образцов керна из опорных скважин, исследуют образцы на содержание глинистой фракции и твердого органического вещества, проводят в каждой исследуемой скважине нейтронный и боковой методы каротажа, при этом на образцах керна из опорных скважин дополнительно измеряют содержание всех породообразующих минералов, элементный состав, состав органического вещества, распределение атомов урана по шлифам. Кроме того, в каждой исследуемой скважине проводят дополнительно спектрометрический гамма-каротаж для определения концентраций калия, урана, тория, после чего строится зависимость водородосодержания, определенного по нейтронному каротажу, от содержания урана по спектрометрическому гамма-каротажу, выявляется зависимость между содержанием урана и водородосодержанием в твердом органическом веществе, а также зависимость между суммарным излучением калия и тория и водородосодержанием по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе, затем на основании полученных зависимостей определяют пористость коллекторов.

Недостатком данного технического решения является необходимость наличия данных образцов керна, при этом в условиях ограниченности или полного отсутствия исследований керна определение пористости коллекторов становится трудновыполнимой задачей.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является комбинирование данных ядерного-магнитного (ЯМК) и плотностного каротажа (ГГКП) для оценки свойств газонасыщенных пластов (см. R. Freedman, Ch.C. Minh, G. Gubelin, J.J Freeman, T. McGinnes, B. TerryandD. Rawlence, “Combining NMR and density logs for petrophysical analysis in gas-bearing formations”, SPWLA 39^th Annual Logging Symposium, 1998), согласно которому уравнение для определения коэффициента пористости пласта, полученное на основе данных ЯМК и ГГКП, включает также поправку на влияние газа. К преимуществу известного решения относится учет влияния газа в коллекторах, при этом существенным недостатком прототипа является необходимость наличия данных ЯМК во всех скважинах.

Наличие газа в порах горных пород приводит к искажениям данных геофизических исследований скважин (ГИС), а именно, диаграмм плотностного (ГГКП), нейтронного (ННК) и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Для оценки коэффициента пористости газонасыщенных пород по данным ГИС обязательно нужно учитывать влияние газа. При наличии достаточного объема керновой информации эта задача решается путем настройки модели расчета пористости на данные керна. Однако, в условиях ограниченности или полного отсутствия исследований керна определение пористости газонасыщенных коллекторов становится трудновыполнимой задачей.

Раскрытие изобретения

Задача изобретения заключается в определении коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по данным геофизических исследований скважин при отсутствии керновых данных.

Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по данным ГИС в разведочных и эксплуатационных скважинах независимо от наличия данных керна и ЯМК во всех скважинах.

Указанная задача решается и указанный технический результат достигается за счет способа определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании диаграмм плотностного (ГГКП) и нейтронного (ННК) каротажа, в соответствии с которым коэффициент пористости определяют как отношение разности плотности матрицы породы и плотности породы по данным ГИС к разности плотности матрицы породы и плотности флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР), отличающийся тем, что для учета влияния газа, оставшегося в зоне проникновения фильтрата бурового раствора, плотность флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора определяют по зависимости от разности между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, рассчитанной для водонасыщенных пород.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показано сравнение откликов ГГКП и ННК в разведочных и эксплуатационных скважинах.

На фиг.2 показан пример зависимости плотности флюида в зоне проникновения ФБР от разности (∆) между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, рассчитанной для водонасыщенных пород.

На фиг.3 показано сравнение гистограмм пористости по керну в разведочных скважинах и пористости по алгоритму, предложенному авторами изобретения, в эксплуатационных скважинах (Лунское месторождение).

Осуществление изобретения

Все скважины месторождения можно разделить на две группы: разведочные (пробурены с использованием раствора на водной основе) и эксплуатационные (пробурены с использованием раствора на нефтяной основе). Геофизические отклики в этих группах скважин могут сильно различаться (см. фиг. 1), в связи с этим невозможно использовать керновые данные разведочных скважин для калибровки коэффициента пористости в эксплуатационных скважинах. Для осуществления изобретения необходимо наличие данных плотностного (ГГКП), нейтронного (ННК) и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) в нескольких опорных скважинах, и данных только плотностного (ГГКП) и нейтронного (ННК) каротажа во всех остальных скважинах. Последовательность действий для расчета коэффициента пористости газонасыщенных пород по данным ГИС при отсутствии керновых данных согласно настоящему изобретению является следующей:

1. Определение пористости в нескольких опорных скважинах, где был проведен расширенный комплекс ГИС, включавший ЯМК. Расчет пористости в этих скважинах осуществляется путем комбинирования данных ГГКП и ЯМК для учета влияния газа, как описано в решении, взятом за прототип. ЯМК является специальным методом ГИС и проводится только в ограниченном объеме скважин, поэтому метод оценки пористости по ГГКП-ЯМК не может быть использован во всех скважинах.

2. Расчет плотности флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР) в опорных скважинах по формуле:

где:

р_фл - плотность флюида в зоне проникновения ФБР, г/см³;

р_п - плотность породы по данным ГИС, г/см³;

р_м - плотность матрицы породы по данным керна или справочным данным, г/см³;

К_п^{ГГКП-ЯМК} – коэффициент пористости, рассчитанный путем комбинирования данных ГГКП и ЯМК, как описано в решении, взятом за прототип.

Однако, ЯМК является специальным методом ГИС и проводится только в ограниченном объеме скважин. Поэтому, согласно изобретению, предлагается использовать корреляцию между плотностью флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора и разностью (∆) данных ННК и ГГКП. Пример подобной корреляции для конкретного газоконденсатного месторождения представлен на фиг. 2. ∆ представляет собой разность между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, рассчитанной для водонасыщенных пород.

3. Расчет разности (∆) между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, рассчитанной для водонасыщенных пород:

где:

W_ННК – водородосодержание по данным ГИС, долей единицы (д.ед);

р_п - плотность породы по данным ГИС, г/см³;

р_м - плотность матрицы породы по данным керна или справочным данным, г/см³;

р_в – плотность пластовой воды по данным лабораторных исследований или справочным данным, г/см³;

4. Построение корреляции между плотностью флюида в зоне проникновения ФБР (определенной на шаге 2) и ∆ (определенной на шаге 3).

Пример подобной корреляции для конкретного газоконденсатного месторождения представлен на фиг. 2 и описывается следующим уравнением:

Как видно на фиг. 2, с увеличением разности (∆) между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП в отрицательную сторону (когда водородосодержание по ННК становится меньше, чем пористость по ГГКП для водонасыщенных пород) происходит снижение плотности флюида в зоне проникновения ФБР из-за влияния газа, оставшегося в порах горных пород. Важно понимать, что представленная зависимость и описывающее ее уравнение (3) являются эмпирическими, справедливыми для конкретного месторождения или группы месторождений. Настоящее изобретение не ограничивается конкретной зависимостью между плотностью флюида в зоне проникновения ФБР и ∆, а также описывающим ее конкретным уравнением (3), поскольку для конкретного месторождения или группы месторождений требуется калибровка этой зависимости. Однако, общий тренд снижения плотности флюида в зоне проникновения ФБР при уменьшении ∆ сохраняется независимо от месторождения. Построение указанной корреляции между плотностью флюида в зоне проникновения ФБР и ∆ (а также вывод соответствующего уравнения) для конкретного месторождения или группы месторождений может быть осуществлено специалистом в данной области.

5. Использование корреляции из шага 4 для определения плотности флюида в зоне проникновения ФБР по данным ГГКП и ННК во всех скважинах (в том числе в скважинах без данных ЯМК). После установления зависимости между плотностью флюида в зоне проникновения ФБР и разностью между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, данный способ позволяет определять коэффициент пористости газонасыщенных коллекторов только по данным ГГКП и ННК без привлечения ЯМК, используя стандартную формулу расчета пористости.

Расчет коэффициента пористости во всех скважинах (в том числе в скважинах без данных ЯМК) осуществляется по формуле:

где:

К_п – коэффициент пористости;

р_фл - плотность флюида в зоне проникновения ФБР, г/см³;

р_п - плотность породы по данным ГИС, г/см³;

р_м - плотность матрицы породы, г/см³.

Применение плотности флюида, учитывающей влияние оставшегося газа в зоне проникновения ФБР, позволяет более достоверно оценивать коэффициент пористости.

Примеры

Предлагаемый способ был опробован на Лунском нефтегазоконденсатном месторождении (шельф острова Сахалин). Был проведен комплекс геофизических исследований скважин методами плотностного (ГГКП) и нейтронного (ННК) каротажа, при этом были получены следующие данные: W_ННК, р_п. На основании полученных данных по формуле (2) были рассчитаны значения ∆. Величины р_м и р_в из формулы (2) были получены на основании лабораторных исследований керна и пластовой воды. С использованием ∆ по формуле (3) были рассчитаны значения р_фл, которые использовались для расчёта коэффициента пористости по уравнению (4). Для сравнения на этих скважинах также были проведены исследования ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) и коэффициент пористости определяли в соответствии с прототипом. Полученные результаты приведены в Таблице 1.

Таблица 1. Попластовое сравнение коэффициентов пористости (Лунское нефтегазоконденсатное месторождение)

пласт р_п W_ннк ∆ р_фл Кп Кп^{ГГКП-ЯМК} Разница Кп г/см3 д.ед. д.ед. г/см3 д.ед. д.ед. д.ед. Dg_1 2,140 0,169 -0,14 0,48 0,235 0,226 0,009 Dg_2 2,193 0,184 -0,09 0,56 0,219 0,209 0,010 Dg_3 2,204 0,204 -0,07 0,62 0,219 0,222 -0,003 Dg_3_2 2,027 0,128 -0,25 0,28 0,263 0,263 0,000 Dg_4 2,049 0,117 -0,25 0,29 0,254 0,248 0,006 Dg_4_2 2,132 0,147 -0,17 0,43 0,233 0,237 -0,004 Dg_5 2,226 0,187 -0,07 0,61 0,208 0,212 -0,004 Dg_5_2 2,165 0,155 -0,14 0,48 0,223 0,214 0,009 Dg_6 2,146 0,121 -0,18 0,40 0,224 0,226 -0,002 Dg_7 2,123 0,110 -0,21 0,35 0,230 0,222 0,008 Dg_8 2,123 0,120 -0,20 0,37 0,231 0,235 -0,004 Dg_9 2,065 0,068 -0,29 0,22 0,241 0,247 -0,006

К_п – коэффициент пористости, полученный способом в соответствии с настоящим изобретением,

К_п^{ГГКП-ЯМК} – коэффициент пористости, полученный способом в соответствии с прототипом.

Как можно видеть из Таблицы 1, разница между коэффициентом пористости, полученным способом в соответствии с настоящим изобретением, и коэффициентом пористости, полученным способом в соответствии с прототипом, составляет менее 0,01 д.ед., что говорит о точности предлагаемого способа. Кроме того, было также произведено сравнение гистограмм пористости по керну в разведочных скважинах и пористости согласно данному способу (см. фиг. 3). Среднее значение коэффициента пористости коллекторов по керновым данным составило 0,248 д.ед., по предлагаемому изобретению – 0,245 д.ед.

Из представленных экспериментальных данных можно видеть, что способ в соответствии с настоящим изобретением позволяет надежно определять коэффициент пористости по данным ГГКП и ННК без использования данных керна и ЯМК для всех скважин. Отсутствие необходимости проведения отбора и исследований керна и ЯМК обеспечивает экономию средств и снижает время строительства скважин.

Настоящее изобретение относится к способу определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании диаграмм плотностного (ГГКП) и нейтронного (ННК) каротажа, в соответствии с которым коэффициент пористости определяют как отношение разности плотности матрицы породы и плотности породы по данным ГИС к разности плотности матрицы породы и плотности флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР), согласно изобретению для учета влияния газа, оставшегося в зоне проникновения фильтрата бурового раствора, плотность флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора определяют по зависимости от разности между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, рассчитанной для водонасыщенных пород. Технический результат - способ в соответствии с изобретением обеспечивает возможность определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по данным ГИС в разведочных и эксплуатационных скважинах независимо от наличия данных керна и ЯМК во всех скважинах. 3 ил., 1 табл.

Способ определения коэффициента пористости газонасыщенных коллекторов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании диаграмм плотностного (ГГКП) и нейтронного (ННК) каротажа, в соответствии с которым коэффициент пористости определяют как отношение разности плотности матрицы породы и плотности породы по данным ГИС к разности плотности матрицы породы и плотности флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР), при этом для учета влияния газа, оставшегося в зоне проникновения фильтрата бурового раствора, плотность флюида в зоне проникновения фильтрата бурового раствора определяют по зависимости от разности между водородосодержанием по ННК и пористостью по ГГКП, рассчитанной для водонасыщенных пород.