Способ определения характера насыщения пласта Советский патент 1985 года по МПК E21B47/00 

1 1 Изобретение относится к нефтегаэодобывающей промьшшенности, в частности к нефтепромысловой геологии и геофизике, и может быть использовано для вьиеления в разрезе нефтегазонасыщенньк пластов при бурении глубоки скважин. Известен гидродинамический способ прямого определения характера насыщения пласта путем создания депресси на него и вызова притока флюида из пласта lj . Недостатком этого способа являетс то, что выполнение работ не всегда возможно по геологическим причинам, требует остановки бурения на длитель ный срок и применения специального оборудования. Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ определения характера насыщения пласта, осно ванный на анализе результатов геофизических исследований скважин, харак теризующихся различным радиусом иссле дования. Для реализации известного способа требуется комплекс методов, включающий метод сопротивления, по которому получают информацию об удельном сопротивлении неизменной (незатронутой проникновением фильтрата бурового раствора) части пласта р , метод пористости (электрометрический, акустический или нейтронный каротажи) позволяющий определять пористость пласта К и по ней оценивать величину относительного сопротивления Р, и метод определения минерализации воды, насыщающей пласт р , по которым определяется значение сопротивления пласта для случая его 100%-ного водонасыщения (pg). Характер насыщения коллекторов определяют по величине отношения удельного электри ческого сопротивления породы (рр) к ее сопротивлению в случае 100%-ного водонасьпцения (). Отнесение пласта к классу водонасьщ1енных или нефтегазонасыщенных проводится по ве личине критического значения исследуемого параметра, предварительно устанавливаемого с учетом результатов испытаний z . Недостатком известного способа является низкая достоверность за счет значительной погрешности в опре делении удельного сопротивления не2затронутой проникновением фильтрата бурового раствора части пласта (/5) из-за глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласты с низкими значениями пористости (К $ i15-18%), которая характерна для коллекторов, залегающих на больших глубинах, и вскрытии их на репрессии. Цепью изобретения является повышение достоверности способа. Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения характера насыщения пласта, включающему регистрацию в скважине геофизического параметра, малым радиусом исследования, и определение пористости пласта, измеряют давление в пласте, определяют его пористость водонасьш е.нного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщения пласта судят по величине отношения определенных значений пористости, причем при величине этого отношения более двух - пласт нефтегазонасыщен, а при величине отношения менее 1,25 водонасьш;ен. Физической основой предлагаемого способа является имеюпщй место в реальных геологических условиях факт недоуплотнения нефтегазонасыщенных пластов по сравнению с находящимися в аналогичных условиях водонасыщенньии за счет эффекта снижения темпа уплотнения коллекторов при заполнении их углеводородами. На фиг. 1 приведен пример кривых распределения пористости для водонасыщенных (1) и нефтегазонасыщенных (2). интервалов испытаний пород; на фиг, 2 - зависимость изменения пористости пород с глубиной в интервале нормальных гидростатических пластовых давлений (1) ив интервале распространения аномально высоких пластовых давлений (2); на фиг, 3 - изменение пластовых давлений с глубиньй в интервале нормальных гидростатических пластовых давлений (1) и в интервале распространения (2); на фиг. 4 интегральные кривые распределения Кп отнощения пористостей Y Для водонасьоценных (1) и нефтегазонасьнценных (2) интервалов испытаний пород. Способ осуществляют следующим образом, В скважине проводят регистрацию геофизического параметра методом (зондом) с малым радиусом исследования и определяют пористость пласта (К). Измеряют давление в пласте Р и с учетом его определяют пористость водонасыщенного пласта (К) по формуле

, рп(1,-1)-(Ра-Ри)

вп.и

, . Г. .M.)

вп.а

.ни искомая величина пористо ти водонасыщенного пласт при фактическом значении измеренного пластового давления пористость того же водонасьщенного пласта при нормальном гидростатичес ком давлении Рц; (st коэффициент необратимого уплотнения. Величину К 5р f определяют по экспериментальной зависимости изменения пористости водонасыщенньк пород с глубиной в случае нормальных гидростатических пластовьос давлений (фиг. линия 1). Для получения этой зависимости на изучаемой территории (нефте газоносная провинция, бассейн, область) при бурении скважин производя отбор керна и проб шлама пород. Для этого могут быть использованы керны из опорных, параметрических, поисково-разведочных или структурно-картировочных скважин. Достаточная частота отбора кернов и проб 5-20% от про ходки скважин. Пробы анализируются в лабораторны условиях стандартными методами с целью определения пористости пород и построения зависимости ее от глубины залегания (фиг. 2), а по данным промыслово-геофизических исследований и испытаний строят зависимость изменения пластового давления с глубиной, на которой вьщеляют интервалы распространения в разрезе водонасыщенньгх пластов с нормальными гидростатическими давлениями (фиг. 3). По значениям пористости водонасыщенных пород залегающих в зоне распространения нормальных гидростатических давлений строится зависимость Kg, ц «(11), которая в дальнейшем используется для определения величины Kg . Коэффициент необратимого уплотнения находят по формуле

йЧ

,пГ.10,И(1 tnUn 6h

средний градиент измене- . ния пористости пород в исследуемом интервале Ah; значение коэффициента пористости в верхней части этого интервала. Когда давление в пласте равно условному гидростатическому, искомую величину пористости водонасыщенного пласта определяют непосредственно по зависимости (Н)для глубины залегания пласта. О характере насыщения пласта судят по величине отнощения фактического К и найденного Kg, значений пористости. Для этого используют установленные интегральные кривые распределения отношения n/i, для водонасыщенных и нефтегазонасьпценных пластов. Причем при величине этого отношения более двух - пласт нефтегазонасыщен, а при величине отношения менее 1,25 - водонасыщен. Предлагаемый способ позволяет по высить эффективность определения характера насыщения пластов в сложных геологических условиях, особенно при наличии глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт за счет использования эффекта снижения темпа уплотнения коллекторов при заполнении их углеводородами, кроме того, он может быть широко использован на практике, прелзде всего на больших глубинах, в условиях снижения эффективности существующих способов определения характера насыщения. Геологическая эффективность предлагаемого способа заключается в сокращений пропусков интервалов продуктивных коллекторов и ошибочных рекомендаций к испытанию заведомо неперспективных объектов на больших глубинах. Экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в снижении затрат, материальных средств и времени на проведение испытаний

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЩЕНИЯ ПЛАСТА, включающий регистрацию в скважине геофизического параметра, характеризукмцегося малым радиусом исследования, и определение пористости пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности способа, измеряют давление в пласте, определяют пористость водонасыщенного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщения пласта судят по величине отношения определенных значений пористости, причем при величине этого отношения более двух -. пласт, нефтегазонасыщен, а при величине отношения менее 1,25 водонасыщен.