Способ определения аномально высоких поровых давлений в глинах Советский патент 1992 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и геофизике и может быть использовано для выявления зон аномально высоких поровых давлений и их количественной оценки при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа.

Известны способы выявления зоны аномально высоких поровых давлений (АВПД) в глинах и оценки величин давлений по данным геофизических исследований в скважинах, например, электрического каротажа (см. Hottman С. E, and Johnson R. К. Estimation of formation pressures from

logderived shale properties. - Journ. Petr. Tehn., 1965. vol. 17, pp. 717-723). Показания метода наносятся на график, где по оси абсцисс откладывается значение логарифма удельного электрического сопротивления в глинах, а по оси ординат - глубина, а выделение зоны АВПД и оценку поровых давлений выполняют по отклонению истинного значения электрических параметров глин от значений, соответствующих нормальному уплотнению глин. Недостатком указанного способа является сложность, а иногда и невозможность обоснованного построения линии нормального уплотнения глин в связи с тем, что на удельное сопротивление глин

1

СА)

существенное влияние оказывает соленость поровых под.

Наиболее близким по техническое сущности (базовым объектом и прототипом) является способ выявления зоны аномально высоких поровых давлений в глинах и их оценки по данным акустического каротажа (см. Hottman С. Е. and Johnson R. К. Estimation of formation pressures from logderived shale properties. - Journ. Petr. Techn., 1965, vol. 17, pp. 717-723). В скважине, вскрывшей излучаемый разрез, с помощью стандартной аппаратуры акустического каротажа измеряют интервальное время пробега упругих волн в пластинах глин. Строят график зависимости логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах от глубины, а зоны аномально высоких поровых давлений и величины давлений определяют по отклонению точек графика от значений, соответствующих нормальному уплотнению глин; при этом за значение логарифма интервального времени пробега упругих волн, соответствующее нормальному уплотнению глин для данной глубины, принимают его значение на прямой линии, аппроксимирующей зависимость интервального времени пробега упругих волн в глинах от глубины.

Недостатком данного способа является то, что принимаемая за прямолинейную зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах (At) от глубины Н, соответствующая нормальному уплотнению глин, фактически таковой не является (см. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных.-М.: Недра, 1984, рис. 135 на с. 166). Истинная зависимость Ig (At) f(H)является криволинейной. Сопоставление фактических значений Ig (At) с аналогичными значениями неверно построенной эталонной зависимости приводит к ошибкам в оценках поровых давлений, несвоевременному выявлению зон АВПД и, как следствие, к осложнениям и авариям в процессе проводки скважин.

Целью изобретения является повышение точности определения аномально высоких поровых давлений в глинах. Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем измерение интервального времени пробега упругих волн в глинах, слагающих разрез буровой скважины, сопоставление полученных значений со значениями, соответствующими нормальному уплотнению глин и определение пороговых давлений, из слагающих буровой

разрез глин отбирают образцы керна, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн, определяют по керну интервальное время пробега упругих волн в

матрице глины, а при определении аномально высоких поровых давлений в качестве прогностического параметра используют разность интервальных времен пробега упругих волн в глинах и матрице глин.

Осуществление способа стало возможным благодаря тому, что в результате промысловых и теоретических исследований авторами было установлено, что при условии нормального уплотнения глин существует линейная связь между величиной логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах At и в их матрице AtM и глубиной залегания глин Н. Известно, что связь пористости глин с

глубиной может быть представлена в виде (см. Foster J. В., Whallen Н. Е. Estimation of Formation Pressures from Electical Survey - offshore Louisiana. - J. Petr. Technol., 1966, vol. 18, №2, p. 166-171).

Ig Kn Ig Kn.o. - AH,(1)

где (gyn.cP 7н)1де const.

Здесь Кп, Кп.о. - пористость глин, соответственно, на заданной глубине Н и на земной поверхности;/ - коэффициент необратимого уплотнения породы; г - градиент нормального порового давления; д-ускорение силы тяжести; уп.ср.-средняя плотность пород в разрезе.

Решая совместно с (1) используемую в

акустическом каротаже формулу для оценки коэффициента пористости на глубине Н (Ин- тенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982, с. 81);

к At-AtM..

Kn Atx-AtM (2)

получаем

lg(At-AtM) lg(At0-AtM)-AH, (3) где At, AtM, A TOK и A to - соответственно,

интервальное время пробега упругих волн в породе, в матрице, в жидкости и в породе на земной поверхности.

Из формулы (3) следует, что зависимость Ig (At - AtM) - f (H) является линейной, что

позволяет по нескольким замерам в верхних интервалах любой скважины построить точную эталонную прямую Ig (At - AtM) f (H), и по отклонению фактических значений Ig (At - AtM) от эталонных качественно и

количественно оценивать АВПД на любых глубинах.

Предложенный способ обладает отличительными относительно прототипа существенными признаками (дополнительные

замеры пористости и At в образцах глин и др.). обусловливающими его соответствие критерию новизна.

Заявителю не известны способы, решающие поставленную задачу в полном объе- ,ме и обладающие признаками, сходными с теми признаками, которые отличают предложенное техническое решение от прототи- па. Поэтому данное решение отвечает также критерию существенные отличия.

На фиг. 1 приведена зависимость между интервальным временем пробега упругих волн At и пористостью глин продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины; на фиг.2 - для скв. 5 месторождения 28 Апреля изменение с глубиной интервального времени пробега упругих волн, соответственно, для нормального и фактического уплотнения глин (кривые 1 и 11); разности интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице, соответственно, для нормального и фактического уплотнения глин (кривые 2 и 21); градиентов поровых давлений, соответственно, по прототипу и предлагаемому способам (кривые 3 и 4); расхождения, соответственно, поровых давлений и их градиентов по прототипу и предлагаемому способам (кривые 5 и 6),

Предлагаемый способ реализован на скважине № 5 месторождения имени 28 Апреля, находящегося в Южно-Каспийской впадине.

Из скважин, вскрывших на различных месторождениях разрез продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины, были отобраны образцы глин и замерены их пористость Кп по методу Преображенского и интервальное время пробега упругих волн в образцах At.

Количество отобранных образцов по каждому месторождению и результаты замеров Кп и At приведены в табл. 1.

По данным табл. 1 построена зависимость At от пористости глин, представленная на фиг. 1, и путем экстраполяции до значения коэффициента пористости, равного нулю, определено значение интервального времени пробега упругих волн в матрице глин А 1м, которое оказалось равным 155мкс/м. Полученная зависимость является статистически устойчивой с коэффициентом корреляции, равным 0,78.

В исследуемой скважине № 5 месторождения им. 28 Апреля в интервале 750-980 м, где отсутствие АВПД не вызывает сомнений, был осуществлен 21 замер интервального времени пробега упругих волн в глинах. Результаты замеров и соответствующих им значений (At - AtM) приведены в

табл. 2. По данным табл. 2 построены эталонные линейные зависимости нормального уплотнения глин (фиг. 2) по прототипу (прямая 1) и предлагаемому способу (прямая

2). Указанные зависимости статистически устойчивы с коэффициентами корреляции соответственно 0,90 и 0,94.

Результаты последующих замеров At и соответствующих им значений (At - AIM) на

больших глубинах представлены в виде фактических зависимостей, соответственно, 11 и 21 на фиг. 2.

Количественная оценка поровых давлений осуществлялась по методу эквивалентных глубин: н

Р g dn.cp. Н - (g (Зп.ср. - rjcp) Нэ. (4) где Р -аномальное пороговое давление на глубине Н;

Нэ - эквивалентная глубина, соответствующая нормальному пороговому давлению и снимаемая с эталонного графика зависимости Ig (At - AtM) f (H) для предлагаемого способа и с графика Ig At f (H) для протсэдпа; н,

dn.cp., 5п.ср. - средневзвешенные по мощности значения плотности глин на глубинах Н и Нэ;

г}ср- нормальный гидростатический градиент давлений;

g - ускорение силы тяжести.

Результаты определения поровых давлений на различных глубинах представлены на фиг. 2 в виде графиков зависимости градиента порового давления от глубины для

прототипа (ломаная 3) и предлагаемого способа (ломаная 4), а также зависимостей абсолютного расхождения поровых давлений (ломаная 5) и их градиентов (ломаная 6) по прототипу и предлагаемому способам.

Как видно из фиг. 2, с ростом глубины

расхождение количественных оценок поровых давлений и их градиентов по прототипу и по предлагаемому способу увеличивается. Абсолютные значения этого расхождения

достигают, соответственно, по величине давления - 6 МПа и по градиенту порового давления - 0,0118 МПа/м; относительно расхождение достигает 15% и более.

Для доказательства повышения точности определения АВПД по предлагаемому способу приведено сравнение количественных оценок поровых давлений по прототипу и по предлагаемому способу с манометрическими замерами пластового давления в пластах, непосредственно контактирующих с излучаемыми пластами глин. Результаты определения значений поровых давлений в скважине 5 приведены в табл. 3.

Как видно из табл. 3, точность предлагаемого способа в скважине 5 месторождения им. 28 Апреля выше по сравнению с точностью прототипа в 4-8 раз.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа обеспечивается повышением точности выделения зон АВПД и количественной оценки давлений. Это будет способствовать безаварийной проводке скважин в условиях АВПД, уменьшению потерь времени на ликвидацию осложнений и аварий, снижению расхода материалов и транспортных расходов, приросту добычи нефти и газа в результате успешного освоения продуктивных пластов.

Формула изобретения

Способ определения аномально высоких поровых давлений в глинах, включающий измерение интервального времени пробега упругих волн в глинах, слагающих разрез буровой скважины, сопоставление полученных значений со значениями, соответствующими нормальному уплотнению глин, и определение поровых давлений, о т- личающийся тем, что, с целью повышения точности определения давлений, из слагающих буровой разрез глин отбирают

образцы керна, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн, определяют по керну интервальное время пробега упругих волн в матрице глин, а при определении аномальных высоких поровых

давлений в качестве прогностического параметра используют разность интервальных времен пробега упругих волн в глинах и матрице глин.

11

1731944

12 Таблица 2

Использование: нефтегазовая геология и геофизика, технология выявления и количественной оценки аномально высоких по- ровых давлений в глинах при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Отбирают образцы керна из слагающих буровой разрез глин, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн. Определяют интервальное время пробега упругих волн в матрице глин. Аппаратурой акустического каротажа измеряют интервальное время пробега упругих волн в пластах глин исследуемой скважины. Строят и аппроксимируют зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от глубины для условий нормального уплотнения. Аномально высокие поровые давления в глинах на любой глубине качественно и количественно оценивают по отклонению фактической величины логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от линии нормального уплотнения. Положительный эффект: относительная ошибка определения уменьшается в 4-8 раз. 2 ил., 3 табл. (Л

Таблица 3

J to is г.о is зо as Hn У. Риг. 4

4s i°

0

§

х|

. s;

ч/а

ч S

t

ЪЬРуАу

-OiuKff

4TOHJ нчо t vc/f-y

Ъ

Is

Фиг 2