Способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта Советский патент 1993 года по МПК E21B47/00 

1 Изобретение относится к нефтегазоп- ромысловой геологии, в частности к исследованию свойств продуктивных (нефтегазо- содержащих) пластов (горизонтов), и может быть использовано при подсчете запасов месторождений нефти и газа.

Известны способы определения под- счетНых (средних) значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщен- ностй продуктивного пласта по материалам геофизических исследований скважин (ГИС), включающие запись кривых скважин- ных промыслово-геофизических исследований, их интерпретацию с последующим определением искомых подсчет.ных параметров.

Недостатком этих способов является низкая достоверность получаемых результатов для продуктивных пластов, по которым отсутствует надежная петрофизиче- екая база по керну для интерпретации ГИС или нет достоверных сведений о минерализации и составе пластовых йод, а также в случае опресненных пластовых вод.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является известный способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и неф- тегазонасыщенности продуктивного пласта, включающий бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта из расчета не менее 3-х образцов из одного метра керна, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенно- сти, определение нижних пределов кондиционного коллектора, разделение образцов на коллекторы и неколлекторы с поVJ

Ю СП О Ю СП

следующим расчетом искомых подсчетных значений как среднеарифметических или средневзвешенных величин из определенных на образцах коллекторов значений коэффициентов открытой пористости и неф- тегаэонасыщенности.

Недостатком этого способа является низкая достоверность получаемых результатов, из-за того, что при бурении скважин керн из продуктивного пласта, как правило, полностью не отбирается (по техническим, геологическим и др, причинам), вследствие чего определенные данным способом под- счетные значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности могут существенно отличаться от действительных, что приводит к погрешностям в оценке запасов месторождений нефти и газа. Наиболее значительные погрешности этот способ дает в двух случаях: на стадии оперативной оценки запасов месторождений нефти и газа, связанных с новыми мало- изучнеными продуктивными пластами, когда количество проанализированных образцов керна весьма незначительно; на стадиях оперативной и окончательной оценки запасов месторождений нефти и газа, приуроченных к продуктивным пластам, сло- же.нным рыхлыми, набухающими или другими породами, керн из которых плохо отбирается.

Целью изобретения является повышение достоверности определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта, включающем бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости (Кпо) и нефтегазонасыщенности (Кнг), дополнительно определяют фазовую проницаемость каждого из отобранных образцов керна (КПр), по полученным данным строят графики зависимостей (Kno) и (KHr), проводят испытания продуктивного пласта и пробуренных скважинах, определяют его фазовую проницаемость в каждой скважине, находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта, по которому на построенных графиках находят искомые подсчетные .значения коэффициентов открытой пористости и нефтегаэонасыщенности.

Изобретение основано на следующем.

Подсчетные значения коэффициентов открытой пористости (КПо. ср) и нефтегазонасыщенности (Кнг.ср) известным способом зависят от освещенности продуктивного

пласта керном. Поскольку полная т.е. 100%- ная, освещенность керном разрезов пласта по скважинам практически не достижима, то значения Кпо.ср и Кнг.ср и соответствуй щие им.средние значения фазовой проницаемости по образцам керна (Кпр.ср) всегда в той или иной степени отличаются от действительных величин этих параметров, которыми обладает данный пласт. Обычно значения Кпо.ср., КНг. ср и Кпр. Ср искажаются

5 в сторону занижения, т.к. при бурении скважин керн хуже всего отбирается из лучших коллекторов.

Фазовая проницаемость по результатам испытания (гидродинамических иссле0 дований) скважин (К-пр) по своей физической сути аналогична фазовой проницаемости по керну (КПр). Однако значение К Пр характеризует среднее значение фазовой проницаемости интервала испытания пласта в

5 скважине, а значение Кпр дает оценку фазовой проницаемости лишь в единичной точке пласта, соизмеримой с объемом проанализированного образца керна.

Наиболее достоверную оценку фильтра0 ционных свойств пласта дает среднее значение фазовой проницаемости по результатам испытания скважин (К пр.ср), т.к. это .значение, в отличие от значения Krfp.cp, не зависит от освещенности пласта керном.

5 Между фильтрационными и емкостными свойствами пород обычно имеют место тесные связи.

Основываясь на указанных предпосылках и выполнив входящие в предложенный

0 способ действия, в.том числе определив по образцам керна значения КПо, КНг, Кпр и установив по этим значениям зависимости (Kno) и (KHr) для конкретного продуктивного пласта, а также определив зна5 чение Кпр.ср по данным испытания скважин, можно по значению КПр. Ср и полученным зависимостям определить искомые подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, как

0 это показано на фиг. 1 и в чем и заключается суть предложенного способа. Подсчетные значения этим способом будут более достоверными, т.к., в отличие от известного способа они уже зависят от освещенности

5 пласта керном,

Способ реализуется следующим образом.

Бурят скважины (или одну скважину) с

отбором керна из продуктивного пласта в

пределах конкретного месторождения нефти или газа. В отличие от известного способа, нет необходимости стремиться обеспечить сплошной и полный отбор керна из пласта, т.к. для реализации предложенного способа достаточно получение зависимостей (Kno) и (KHr).

Отбирают образцы из поднятого керна для последующего определения на них значений Кпо. Кнг и КПр. В отличие от известного способа, нет необходимости отбирать боль- ш;ое количество образцов, которое при традиционной методике обычно исчисляется тысячами штук, а вполне достаточно отобрать 25-50 образцов. Отобранные образцы должны представлять все коллекторские разности пласта.

Определяют на каждом из отобранных образцов коэффициенты открытой пористости (Кпо), нефтегазонасыщенности (КНг) и значения фазовой проницаемости (КПр). Значения КПо, КНг и Кпр определяют существующими лабораторными способами. Для определения КНг вначале замеряют существующими лабораторными способами значение коэффициента остаточной водо- наеыщенности (Кео), а значение КНг рассчи- ты вают по формуле . Значение Кп|з для газовых пластов замеряют при фильтрации через образец с остаточной водой газа (воздуха), а для нефтяных пластов - нефти.

Строят по полученным при лабораторных исследованиях образцов керна данным графики зависимостей (Kno) и (KHr). Пример таких зависимостей для продуктивных пластов Западно-Озерного гафвого месторождения Чукотки показан на фиг. 1. В отдельных случаях, когда для конкретного пласта отсутствует или является слабой зависимость (Kno), но присутствует тесная связь ), то для такого пласта с помощью предложенного способа можно определять подсчетное значение коэффициента эффективной пористости (Кпэф), представляющего произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности. По- скоЬьку в формулы подсчета запасов нефти и газа входит произведение КПо.ср.КНг.ср, то для подсчета запасов без разницы: опреде- лять-ли раздельно значения Кпо.ср и Кнг.ср или сразу определить значение . Пример зависимости ) для продуктивного пласта Нижне-Квакчикского га- зокрнденсатного месторождения Камчатки показан на фиг. 2.

Испытывают продуктивный пласт в скважинах и определяют его фазовую проницаемость по результатам скважинных гидродинамических исследований по каждому обьекту испытания (К пр), т.е. получают ряд значений К пр, количество которых соответствует количеству испытанных объектов. Работы проводят по общепринятой при ис- 5 пытании нефтяных и газовых скважин технологии, Испытание пласта возможно как в эксплуатационной колонне скважины, так и в открытом (необсаженном) стволе скважины с помощью комплекта испытательных 10 инструментов на трубах (КИИ-146). Объект испытания может охватывать либо часть пласта в разрезе скважины, либо весь пласт. Однако желательно, чтобы интервал объекта испытания был однородным по материа15 лам ГИС.1

Находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта по данным испытания скважин (К пр.ср). Значение К пр.ср определяют как средневзвешен0 ное по объему газовой или нефтяной залежи пласта конкретного месторождения. При таком определении К пр.ср используют только значения К Пр, полученные при испытании газовых или нефтяных объектов. Для оценки

5 К пр.ср используют общепринятую в нефтяной геологии методологию определения средневзвешенных по объему залежи параметров.

Определяют искомые подсчетные зна0. чения коэффициентов открытой пористости (К по.ср) и нефтегазонасыщенности (К нг.ср) по установленному значению К пр.ср и выявленным зависимостям (Kno) и (KHr) для конкретного продуктивного пласта. Ме5 тодика определения указанных подсчетных параметров показаны на фиг. 1 и заключается в том, что на оси ординат графиков откладывают установленное по материалам испытания скважин значен э К пр.ср и нахо0 дят по графикам соответствующие ему значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, которые и будут искомыми подсчетными значениями К по.ср и К нг.ср. Возможен и другой путь оп5 ределения искомых значений К по.ср и К нг.ср, аналогичный с вышеописанным по достигаемому результату и заключающийся в том, что устанавливают уравнения регрессии выявленных зависимостей, подставля0 ют в эти уравнения значение К пр.ср и находят искомые подсчетные параметры. В тех же случаях, когда отсутствует или является слабой зависимость (Kno). но присутствует тесная зависимость ),

5 то для таких пластов с помощью предложенного способа определяют подсчетное значение коэффициента эффективной пористости, как это показано на фиг. 2.

Достоверность результатов, получаемых с помощью предложенного способа,

проверена на Нижне-Квакчикском газокон- денсатном месторождении Камчатки, запасы которого были приняты ГКЗ СССР, причем подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и газонасыщенности определялись в то время известным способом и составили: кпо.ср.-0 ,21, Кг.ср.0,45 или КПэф.,21 0,.09-45. Это месторождение выбрано для проверки предложенного способа потому, что определенные для него известным способом п.одсчетные значения можно принять в качестве эталонных, т.к. при разведке данного месторождения был достигнут весьма редкий в практике нефтегазоразведочных работ очень высокий вынос керна из продуктивного пласта, составивший в среднем 74%, т.е. имела место очень высокая освещенность пласта керном, а в таких случаях, как следует из приведенных выше предпосылок предложенного способа, известный и предложенный способы должны давать близкие результаты. Следовало проверить это на практике. Для опробования предложенного способа выполнены необходимые действия, в том числе для продуктивного пласта месторождения принята показанная на фиг. 2 зависимость (Кгюф), т.к. зависимость (Kno) для данного пласта недостаточно тесная. Среднее значение фазовой проницаемости пласта по материалам испытания 16 газовых объектов в скважинах составило Кйр.Ср. 4, мкм , Используя это значение, по графику зависимости на фиг. 2 находим под- счетное значение Кпэф.ср предложенным способом, составившее 0,095. Иными словами, получаем практическое равенство под- счетных значений известным способом ,0945 и предложенным ,095, что свидетельствует о достоверности результатов, получаемых с помощью предложенного способа, и позволяет использовать его при определении подсчетных значений продуктивных пластов, для которых известные способы имеют низкую достоверность. Из данного примера хорошо видно.и сопутствующее преимущество предложенного способа, заключающееся в том, что при высокой достоверности получаемых результатов реализация предложенного способа требует меньших затрат средств. Так, в частности, для определения подсчетных значений Кпо.ср и Кг. ср известным способом на Нижне-Квакчикском месторождении потребовалось отобрать большое количество керна, проанализировать около 1,5 тысячи образцов и определить соответствующее количество значений КПо и Кг, в то время как предложенный способ при получении подсчетных значений такой же высокой достоверности позволил бы на данном месторождении резко сократить затраты по отбору керна и его лабораторным анализам.

Вышеизложенные результаты опробования предложенного способа позволило внедрить его при оперативной оценке запасов Западно-Озерного газового месторождения Чукотки, связанного с недавно

открытыми продуктивными пластами, из которых имелось незначительное количество керна, т.е. данное месторождение относится к объектам, для которых известный способ (прототип) может давать результаты

низкой достоверности. Следует сказать, что и известные способы определения подсчетных значений по материалам ГИС (способы- аналоги) дают для данного месторождения результаты, имеющие условный характер,

по причине отсутствия надежной петрофи- зической базы по керну для интерпретации ГИС, а также из-за наличия слабоминёрали- зованных (опресненных) пластовых вод. Продуктивные горизонты месторождения

сложены рыхлыми, набухающими в водных растворах песчаниками и алевролитами. Горизонты малоизученные. На момент внедрения имелось всего 19 проанализированных образцов, результаты лабораторных

определений по которым приведены в таблице. По этим результатам определены под- счетные значения Кпо.ср и Кг. ср известным .способом, дляцего вначале образцы были разделены на коллекторы и неколлекторы с

помощью граничного для газосодержащего коллектора значения абсолютной газопроницаемости (Капр), принятого по аналогии с Нижне-Квакчикским месторождением Камчатки равным 0, мкм . В соответствии

с этим, образцы, имеющие значения .Капр, превышающие 0,6-103 мкм , были отнесены к коллекторам. Таких образцов коллекторов оказалось 14 (см. таблицу). Затем были рассчитаны подсчетные значения Кпо.ср и

Кг.ср известным способом как среднеарифметические величины из имеющихся определений Кпо и Кг по 14 образцам коллекторов. Определенные таким образом подсчетные значения известным способом составили:

Кпо.,26, Кг.. В дальнейшем определялись подсчетные значения предложенным способом, для чего вначале были определены значения КПр по образцам керна (см. таблицу), построены по полученным

данным графики зависимостей на фиг. 1, проведено испытание скважин и определено среднее значение фазовой проницаемости по материалам испытания скважин К пр.ср.-57 10 мкм с последующим определением, как это показано на фиг. 1, под- счетных значений предложенным способом, составивших в данном случае; Кпе.ср 0,30, Кг .ср 0,60.

Следовательно, известный способ дает по Западно-Озерному месторождению значения Кпо.,26 и Кг.срИЗ,43, а предложенный способ дает значения Кпо.ср.0,30 и Кг.,60, т.е. предложенный способ дает существенно более высокие значения, ко- торйе, исходя из предпосылок способа и результатов его опробования, являются болфе достоверными, чем значения, полученные известным способом. Поскольку в соответствии с формулами подсчета зала- сов величина запасов находится в прямой пропорциональной зависимости от принимаемых подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, то из приведенных результа-

тов видно, что использование предложенного способа позволяет значительно повысить оценку запасов данного месторождения, т.е. дает возможность получить существенный дополнительный прирост разведенных запасов газа.

Таким образом, предложенный способ, обеспечивая повышение достоверности определения искомых подсчетных значений, позволяет получить значительные дополнительные приросты разведанных запасов нефти и газа, а также дает возможность существенно удешевить геологоразведочные работы за счет резкого сокращения отбора керна в скважинах и его лабораторных исследований. Поскольку геологоразведочные работы на нефть и газ ведутся в очень больших объемах, то использование предложенного способа в масштабах страны может дать громадный экономический эффект.

Использование: при подсчете запасов месторождений нефти и газа. Сущность изобретения: бурят скважины. Отбирают образцы керна из продуктивного пласта. Для каждого образца определяют коэффициенты открытой пористости, нефтегазонасы- щенности и фазовую проницаемость. Строят графики зависимостей фазовой проницаемости от коэффициента открытой пористости и от коэффициента нефтега- зонасыщенности. Проводят испыта.ния продуктивного пласта в каждой скважине. Находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта. По нему на построенных графиках находят подсчетные значения коэффициента открытой пористости и коэффициента нефтегазонасыщенно- сти. 2 ил., 1 табл.

Формула из обретения Способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пларта, включающий бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности определения искомых параметров, дополнительно определяют фазовую проницаемость каждого из отобранных образцов керна, по полученным данным строят графики зависимостей фазовой проницаемости от коэффициента открытой пористости и от коэффициента нефтегазонасыщенности, проводят испытания продуктивного пласта в пробуренных скважинах, определяют его фазовую проницаемость в каждой скважине, находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта, по которому на построенных графиках находят подсчетные значения коэффициента открытой пористости и коэффициента нефтегазонасыщенности.

Продолжение таблицы