Способ оценки типа насыщающей пласт жидкости Советский патент 1981 года по МПК G01V1/40 G01V9/00 

I

Изобретение относится к геофизическим скважинным методам контроля за разработкой нефтяных месторождений, проводимой методом заводнения, и может быть использовано для оперативного определения типа порозаполнителя (вода или нефть), что необходимо для повышения эффективности и экономичности добычи нефти.

Известны геофизические способы оценки типа насыщающей пласт жидкости, основанные на разных значениях удельного электрического сопротивления нефти и минерализованной пластовой воды и особенностях взаимодействия с нейтронным излучением хлора, присутствующего в минерализованной воде i .

Однако в тех случаях, когда для заводнения используются пресные воды (высокое удельное электрическое сопротивление , малая концентрация хлора) , указанные методы теряют свою эффективность.

Наиболее близким к изобретению является способ оценки типа насышаю щей пласт жидкости, основанный на применении акустического каротажа (АК), на показания которого минерализация вод практически не влияет Способ заключается в определении с помощью АК скоростей распространения продольных Vp и поперечных V волн и их отношения т Поскольку

10 при замене нефти водой любой минерализации для слабоглинистых коллекторов отмечается увеличение V р и уменьшение Vg, то отношение р при пересечении водонефтяного контакта (ВНК)

15 уменьшается 2.

Однако в ряде случаев изменения скоростей могут быть вызваны не сменой пластовой жидкости, а изменением

20 пористости и упругих свойств минераль ного скелета коллектора, что приводит к ошибочным выводам о смене пластовой жидкости. Целью изобретения является повыше ние достоверности и надежности оценки типа насьпцающей пласт жидкости. Для достижения поставленной цели согласно способу оценки типа насыщающей пласт жидкости, заключающемуся в проведении в скважине акустичес кого каротажа, определении скоростей распространения продольных и поперечных волн, из скважины, дополt cC (п) (Ь где VP, Vg - скорости продольных и поперечных волн; |3 - коэффициент сжимаемости твердой фазы; ск. - коэффициент сжимаемости скелета пласта для глубины исследования Н; Kq - пористость пласта. Средняя плотность насыщенного пласта и по величине |Ь определяют тип пластовой жидкости. Способ осзш1ествляется следующим образом. Из скважины производят отбор кернового материала, характеризующего изучаемый пласт. Далее в лабораторных условиях производят определения свойств твердой фазы, слагающей минеральный скелет-пласт коллектора (плотность 0т и коэффициент сжимаемости )Ьт-).Затем определяются характеристики минерального скелета в целом; его коэффициент сжимаемосV сГМ д- нсР т1 р- / Лн-|Ьо.1н)И-к,)

РЖ ЧРиср с 1 Ь |)и -

где VP, Vg - скорости продольных и поперечный волн, определенные по данным АК;

Г51Ьг - плотность и коэффициент сзкимаемости твердой фазы;

) коэффициент сжимаемости скелета пласта для глубины исследования Н ;

К - пористость пласта; НСР средняя плотность насыщенного пластаi

По значению параметра |Ь основные типы пластовой жидкости (вода и

нефть) различаются довольно резко: для воды обычно (i 5 5,0-4,3- а для нефти|Ь.6,. Это .позволяет уверенно определить тип насыщающей пласт жидкости.

На чертеже изображены поля значе/ний коэффициента сжимаемости флюида, полученных по предлагаемому способу для десяти скважин Ромашкинского месторождения.

Способ опробован на десяти скважинах Ромашкинского месторолодения для оценки типа насыщения по 63 пластам. 16 . 4 нительно отбирают керновый материал и определяют плотность и коэффициент сжимаемости твердой фазы керна, пористость и коэффициент сжимаемости скелета керна, среднюю, плотность насыщающего скелета и по данным о скоростях продольных и поперечных волн и данным о свойствах керна определяют коэффициент сжимаемости пластовой жидкости из следующего соотношения К-|Ьс)с(И)(-К,} )н ти jb Qn, пористость К. Поскольку коэффициент сжимаемости (. скелета в значительной степени зависит от пластовых условий, главным образом от эффективного давления, производят пересчет к изучаемой глубине Н. Для этого используют эмпирические формулы Гертсма и др. или результаты специальных опытов в камере высокого давления. Плотность пластовой жидкости обычно меняется в сравнительно узких пределах, например в интервале в -o ittiji. Это позволяет в качестве предварительной оценки плотности Q, когда тип ее еще не известен, использовать среднее значение 6jjCrp -() 2. По известным значениям , и V,T определяют среднюю плотность насыщенного пласта (.СРЧ Используя полученные величины, оп f -..-,Ч ределяют коэффициент сжимаемости насыщающей пласт жидкости из выражения

589031

Во всех случаях нефтенасыщенные интервалы otMe4aroTCH повьшенным значением .коэффициента сжимаемости пластовой жидкости (Sju 6-13-10 м JH, а водоносньш интервалы характеризуются зна- 5 чительно меньшими величинами |S 2-5-1(.

Формула изобретения

1. Способ оценки типа насыщающей пласт жидкости, заключающийся в проведении в скважине акустического каротажа, определения скоростей расУ1Ь, (п)нср ) fcr-W H-- n)

где Vp, Vj - скорости продольных и

поперечных волн; (Ь-Г - коэффициент сжимаемости

твердой фазы;

((Н) - коэффициент сжимаемости скелета пласта для глубины исследования Н, Кfi - пористость пласта; средняя плотность насыщенного пласта

и по величине ji определяют тип пластовой жидкости.

6.

пространечия продольных и поперечных волн, отличающийся тем, что, с целью повьшения достоверности и надежности оценки типа пластовой жидкости, из скважины отбирают керповый материал и определяют плотность и коэффициент сжимаемости твердой фазы керна, пористость и коэффициент сжимаемости скелетакерна, среднюю плотность насыщенного скелета и по данным о скоростях прюдольных и поперечных волн и данным о свойствах керна определяют коэффициент сжимаемости пластовой жидкости 43 слёдуклдего соотношения:

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1.Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойс и нефтегазонасыщёния горных пород;

М., Недра, 1975, с. 35-38.

2.Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Куз.нецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. М., Недра, 1978, с. 276-288 (прототип).