Способ определения зон рапопроявления Советский патент 1991 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовьк и геологоразведочных скважин.

Цель изобретения - повышение точности определения зон рапопрояв- ления за счет учета физических и фильтрующих параметров отложений.

При захоронении соленосных отложений с маточными растворами в той или иной мере протекают реакции, имевшие место на поверхности.

Под действием температуры и давле- , ния протекающие флюидо-геодинамичес- кие процессы определяются составом

и мощностью элементов. Для образования пересыщенных растворов (рапы) необходимо наличие пород, как поставщиков ионов солей, наличие пород, содержащих воду или выделяющую последнюю в результате реакций, в частности при разложении гипса:

CaS04 + 2 Н20 CaS04 +0,5 Н20 +

+ 1,5 Н20;

CaSO + 0,5 CaS04 + 0,5 , d также необходим непосредственный контакт между отложениями солей и пород, содержащих воду

3d

ND &

гл

N3 W

316

i

Процесс выделения воды при дегидратации гипса способствует увеличению пластового давления рапы. Под действием веса вышележащих пород на пористую среду, содержащую рапу, плотность скелета не нарушается рапа вместе со скелетом воспринимает гориое давление возникает эффект сверхсжимаемостн воды и cos даются условия для образования пересиленных солевьщ растворово Поэтому при вскрытии рассолоеодержан&ж горизонтов наблюдается переток жидкости на устье.

На основании описанного основан способ определения зон рапопроявления. Для определения наличия рапы в той или иной скважине па основании г олого-геофизических данвык определя- ются физические и фильтрационные параметры соленосных и контактирующих с соленосными отложений.

В табл.1 представлены исходные данные для определения рапы.

Рапопроявление имеет место при следующих условиях: наличие переслаивания отложений солей и межсетевых пропластков, определенной мощности переслаивающихся отложений, непосредственного контакта между хемоген- ными (солевыми) отложениям и межсолевыми пропластками, причем последКомпонент У. этого показателя пр нимает одно из следующих значений;

ние должны содержать в себе воду или

быть способными отдавать воду при оп- 35 пористость :30% и проницаемость ределенных условиях и являться вместилищем рапы.

Так как способ определения зон рапопроявлений является многофактор - ным, разработан алгоритм

Возможность рапопроявления на месторождении подсчитывается как

40

ё 1 Д пористость 30% и проницаемость пористость «i 30% и пр ницаемость 5t 1 Д; пористость 30% и проницаемость 1 Д. Этот Показатель стоит вторым в приоритетном ря ду. Влияние показателя на суммарный показатель Р выше, чем показателя КАМ. Если величина компонента на 0,00375, тогда при пористости 30 45 и проницаемости 1 дарси величина показателя KSPOR принимает значение 0,01125,и т.д„

сумма

де Р

m

(1)

K;R;

m

Rj

Р К R х

-суммарный показатель рапопроявления;

-i-й показатель рапопроявления;

-общее количество показателей;

-коэффициент 1-го показателя рапопроявления;

-минимальное значение 1-го показателя, определяемое его местом в приоритетном ряду.

5

о 15

2о

При настройке алгоритма на конкретное месторождение определяются перечень показателей, составляющих приоритетный ряд по степени влияния каждого на наличие рапопроявления, метод определения и величина Rr, a также физический смысл и величина коэффициентов

Настройку алгоритма для условий месторождения осуществляют следующим образом (выделяют смесь основных показателей рапопроявления, приоритетный ряд) о

Показатель аномальности K.Rj (пе25

30

ременная КАМ).

Компонент К показателя может принимать одно из следующих значений: аномальность 1,3; аномальность в пределах 1,7-1,3; аномальность в пределах 2,1-1,7; аномальность 2,1« Этот показатель стоит первым в, приоритетном ряду, следовательно его влияние на суммарный показатель р минимальное. Назначают величину компонента RJ, равную 0,001875 Тогда при аномальности 2,1 величина показателя аномальности оказывается равной 0,0075а а при аномальности 1,7- 1,3 она равна 2-0,001875, и т.д„

Показатапь соотношения пористости и проницаемости , (переменная KSPOR) .

Компонент У. этого показателя принимает одно из следующих значений;

пористость :30% и проницаемость

ё 1 Д пористость 30% и проницаемость пористость «i 30% и проницаемость 5t 1 Д; пористость 30% и проницаемость 1 Д. Этот Показатель стоит вторым в приоритетном ряду. Влияние показателя на суммарный п показатель Р выше, чем показателя КАМ. Если величина компонента R равна 0,00375, тогда при пористости 30% и проницаемости 1 дарси величина показателя KSPOR принимает значение 0,01125,и т.д„

Показатель К3КЭ (переменная КРУ.) характеризует соотношение геофизических параметров: кривая кажущегося сопротивления (КС, БК); кривая нейтронного гамма-каротажа (НГК); кривая интервального времени акустического каротажа (АК). При этом каждый из перечисленных показателей может принимать одно из двух значений: О или 1.

Для КС, БК О - отношение сопротивления пласта (РК.ПЛ) к сопротивлению тмшн (Рк ГА) менее 1,0, а 1 - отношение сопротивления пласта (Р п„) к сопротивлению глин (Рк rft) более 1,0.

С увеличением минерализации пластовых вод, сопротивление пласта уменьшается Одним из простых способов выделения проницаемых интервалов, насыщенных высГокоминерализован- ным раствором, является сравнение исследуемого интервала к сопротивлению глин, которые характеризуются наименьшим сопротивлением (кроме пластов, насыщенных высокоминерализованным раствором)о При этом отношение

ES.-JHL

РК.ГЛ

1

При

являющейся частью Суммарного показателя Ро

Этот показатель третий в приоритет., ном ряду. Если величина компонента 1Ц равна 0,01, то при значении компонента Kj 2 величина показателя КРК принимает значение 0,02, и т.д.

Показатель поставщика воды по мощности пропластков К4, (переменная КРМ),

Компонент К4 может принимать одно из следующих значений: малый (7,5 и менее); средний (от 7,5 до 5 65 м); большой (от 65 м и выше).

Этот показатель четвертый в приоритетном ряду. Если величина R равна 0,02, то при большой мощности пропластков величина показателя КРМ принимает значение 0,06, и т.д.

Показатель соотношения пропластков KjRg. (переменная KSPP) .

В зависимости от соотношения

0

Изобретение относится к строиг тельству нефтяных, газовых и геолого- разведывательных скважин. Цель - повышение точности определения зон рапо- проявления за счет учета физических и фильтрационных параметров отложений. Определяют толщины соленосных и контактирующих с соленосными отложений и их физические и фильтрационные параметры По определяемым параметрам вычисляют показатель рапо- проявяения, по значению которого судят о наличии зоны рапопроявления0 2 табл оQ (Л

PK.J™ Рк.77

К.ПЛ

-р 1

плотные отложения или пласты насыщены слабоминерализованным раствором.

Для НГК О - отношение показания НГК пласта к НГК глин в пределах 1 и менее 2, а 1 - отношение показания ЦГК пласта к НГК глин более 2. Пока-: зания нейтронного гамма-каротажа (НГК) с увеличением объемной влажности (или пористости) уменьшается. Наименьшие показания приурочены к пластам глин,эквивалентных пористости, равной 35-40% (или равных 1,1- 1,2 условных единиц). Проницаемые пласты отмечаемые в пределах 1,2 до 2 условных единицах считаются высокопроницаемые ,, а более .2 условных единиц - низкопористые.

Для АК О - высокие показания интервального времени (ut), соответствующие высокопористым пластам (для известняков: более 180 мкс) , а для песчанотлинистых отложений более 220 мкс), а М - низкие показатели интервального времени (At), соответствующие низкопористым пластам (для известняков менее 180 мкс и для пес- чано-глинистых отложений)„ К неколлекторам относят пласты с пористостью менее 10%, что соответствует 220 мкс.

Сочетание этих параметров позв оля- ет определить значение компонента Kj, большее значение которого соответствует большему значению переменной КРК

I

тома т,

)

0

5

0,

где т „„,, - суммарная мощность межсо-«

левых пропластков (ангид- . ритов);

ШЈ - суммарная мощность солей компонент К может принимать одно из следующих значений: % до либо свыше 4,75; 2 « 0,25-0,5 либо 2,5- 4,75; I 0,5-0,75 либо 1,25-2,5; Ј 0,75-1 либо f - 1,25. Это показатель пятый в приоритетном ряду. Если величина R равна 0,03, то при соотношении тчНа 5,2; тс а 5,7 и К 4, KSPP 0,12, так как

« . 5221 о,91 .

i Шп

mc

KSR6

Показатели количества пропластков (переменная KPR).

Компонент Kg может принимать одно из следующих значений: одна пара пропластков; пары пропластков три пары пропластков; четыре паы пропластков, пять и выше пар пропластков. Этот по- казатель тестой в приоритетном ряду, Если величина R& равна 0,048, то при наличии трех пар пропластков KPR 0,144, и т.д.

Показатель суммарной мощности , ; пропластков K7R7 (переменная KPIRM) .

Компонент К7 может принимать . одно из следующих значений: малая (7,5 - 40 м); средняя (40 - 130 м); большая (130 м и выше).

Этот показатель седьмой в приоритетном ряду. Если величина R равная 0,16, то при мощности 105 м значение показателя KPIRM 0,32, и т.д.

Таким1 образом, сумма максимально возможных значений всех семи показе гелей равна 0,9525„

Каждое слагаемое полученной суммы представляет собой i-й член возраста гошей геометрической прогрессии со знаменателем 2, выражаемый через ее первый член, равный 0,0075.

При поиске метода определения компонентов R , используют ряд геометри ческой прогрессии. При настройке алгоритма на конкретное месторождение следует подобрать первый член этого ряда и знаменатель прогрессии так, чтобы сумма максимально возможных значений всех показателей подчинялась закону

Пл , K-R; Т,

-$ f 1 1

т.е. максимальное значение показателя Р, приближаясь к 1, не превышало бы се.

Для проверки адекватности данного алгоритма разработано программное средство, с помощью которого проведены расчеты на ЭВМ по 42 скважинам (20 скважин нерапоносных и 22 скважины рапоносных). В табл.2 приведены состояния семи показателей по 11 характерным скважинам и их суммарные показатели.

Анализ табло 2 доказывает, что у рапоносных скважин суммарный по- кйзатель Р колеблется в пределах от 096 до 0,94, в то время, как у нерапоносных он не превышает величины 0,54,

Пример. На основании геолого геофизических материалов и промысловых данных скважина характеризуется следующими показателями} КАМ 0S00375, так как аномальность бо

5

5

0

лее 2; KSPOR 0,0075, так как пористость 30% и проницаемость 1 Д; КРК 0,02; КРК 0,06, так как суммарная мощность пропластков поставщиков воды около 87,5 м; KSPP 0,12, так как maHt 44,5, тс 43,а 1,03; KPR 0,24, так как количество пар пропластков равно пяти| KPIRM 0,32, так как суммарная мощность пропластков равна 87,5 м.

Следовательно, суммарный показатель Р равен 0,77125, что показывает на рапоносность данной скважины.

Формула изобретения

Способ определения зон рапопрояв- ления, включающий определение толщин соленосных отложений в скважинах отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения зон рапопроявления за счет учета физических и фильтрационных параметров отложений, определяют толщину отложений, контактирующих с соленос- ными отложениями, физические и фильтрационные параметры соленосных и контактирующих с соленосными отложений, с учетом которых определяют показатель рапопроявления - и судят о наличии зон рапопроявления.

Таблица 1