Способ определения коэффициента трещиноватости для трещиновато-кавернозного коллектора Советский патент 1982 года по МПК E21B49/00 

(54) СПСХЗОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ТРЕЩИНОВАТОСТИ ДЛЯ TPEIl HOBATOКАВЕРНШНОГО КОЛЛЕКТОРА Изобретение относится к нефтецобыва- ющей промышленности, а имениo к опреде лению запасов нефти, проектированию процессов разработки залежей в трещиновато кавернозных отложениях и оценке их эффективности. Известен способ определения коэффициента трещиноватости по результатам гицроцинамических исследований скважин (метод Ф. И, Котяхова). В этом способе, коэффициент трещиноватости опрецеляется исхоля из идеализированной м.оцели строения трещиноватого коллектора (система параллельных трещин неизменной раскрытое ти) и формулы Буссинеска по выражениюm - -/ 1-гСЛ Ес:(Кк|Яс) V 577,9 V где -ксеффициент продуктивности сквй жины; С, i - объемный коэффициент и вязкость жидкости; Vl - эффективная мощность пласта; RK Радиусы контура питания и скважины;5 - коэффициент удельной густоты трещин.« Неизвестной величиной в данном случае является удельная густота трещин (S ). которую.вначале принимают равной единице, а затем определяют с помощью гдубинного фотографирования стенок скважины l. Однако данный метод требует значительной трудоемкости для определения трещинсва- тости коллектора. Метод также предъявляет высокие требования к фотоаппаратуре. Кроме того определение Коэффициента трещиноватости может быть гфоведено в йризабо-йной зоне необсаженной части скважины. Следовательно, значение этого коэффициента отражает только призабойную ЗОНУ скважины. 39 Известен способ опрецешния трещиновагости горных пороц путем замера плотности и влажности пороц в массиве и образце,. Трешиноватость определяется по форму/к P-P + WO -«-Шо Р где Р и р - плотность пфоцы в массиве и образце; WoMUJo - объемная влажность породы в массиве и образцеС. Оцнако данным способом можно опреде лять трещиноватость только в поверхност ных условиях. Наиболее близким к предлагаемому является способ определения коэффициента трещиноватоети с помощью двух растворов, который сводится к двухкратному исследованию скважины промыслово-геофизи ческими методами при различных удельны согфотивлениях глинистого раствора. Сопосгавшние (интерпретация) данных каротажа дает возможность определить коэ4 фициент трещиноватости (3) . Недостатком данного способа является его многооперационность. Радиус определения коэффициента трещиноватости - ближайщие окрестности призабойной зоны скважины (максимальный радиус исследований по геофизическим данным - 8 метров). Все известные методы определения коэффициентов трещиноватости трудоемки и имеют небольщой радиус исследования. Цель изобретения - повышение точности определения и увеличение радиуса исс/юдования горных пород. Указанная цель достигается тем, что в способе определения коэффициента трешиноватости, включающем определение общей вторичной пористости по геофизическим данным, измеряют коэффициент светопоглощения нефти и по его изменению определяют коэффициент трещиноватости по формудк )( « П охс- о) где КСП -максимальное значение коэффициента светопог лощения; -минимальное значение коэффициента светопоглощения;1 КСПр- начальное значение коэ ьфициента светопоглощения; hio - общая вторичная пористость. Способ осуществляется периодичес1 им отбиранием пробы нефти из наблюдательных скважин, расположенных на различных гипсометрических отметках, определением коэффициента светопоглощения проб нефти, по подученным замерам строится зависимость коэффициента светопоглощения от времени и по характеру изменения коэффициента светопоглощения во времени и по абсолютной величине по формуле-КСПо определяется коэффициент трещиноватости. П р и м е р. По скважине № 846 верхнемележой залежи нефти МалгобекВознесенско-А лиюртовского месторожде- ния с начала вступления в разработку регулярно отбирали пробы нефти (практичес «.-,..„« ки один раз в месяц). Затем определяли коэффициент светопоглощения проб нефти. .Строили зависимость коэффициента светопоглощения нефти от времени. На фиг. 1 приведен вид этой зависимости, из которого видно, что в начальный период времени значения коэффициента светопоглощения нефти (КСП) закономерно повьпиается. Это объясняется тем, что по высоте за;южи значение КСП нефти закономерно увеличивается сверху вниз и максимальное значение КСП нефти находится на водонефтяном контакте (ВНК). Отбор из залежи нефти приводит к подъему ВНК и возрастанию значений КСП нефти. Вытеснение (фильтрация) нефти при этом происходит по наиболее проницаемым участкам (макротрещинам), в то время как в трещинах (микротрещинах) образуются зоны с затрудненной циркуляцией, типа застойных. В таком случае в трещинах (микротрещинах) остается нефть с первоначальным значением КСП. В определенный момент значения КСП нефти достигают своей максимальной величины, что соответствует началу появления воды (об водив ния) в скважине. По мере подъема ВНК, на вытеснение нефти из коллектфа, кроме гидродинамических сил, начинают оказывать значительное влияние гравитационные и капиллярные силы, Вна- чалэ вода прорывается по более проницаемым участкам (макротрещир1ам, ка59вернам и вторичным пустотам), т.е. происходит опережение продвижения ВНК в дренируемом объеме (максимальная величина КСП). Затем начинается плавное уменьшение значений КСП нефти в связи с тем, что в момент прорыва воды в скважину, всле дствие гравитационного перепада и Kamin лярного впитывания происходит выравнива ние фронта вытесйения и увеличения охва та. Таким образом нефть из трещин с затрудненной циркуляцией с начальной величиной КСП, смещиваясь с нефтью с вые о Ким значением КСП, .поступает в скважину. Вследствие этого, происходит постоянное уменьщение величины КСП добываемой нефти. По мере дальнейшего выравнивания фронта вытеснения и увеличения охвата величины КСП нефти уменьшаются и достигают своей минимальной величины После того, когда практически вся нефть вытеснена из трещин, происходит вымывание соль ватных слоев и окисленных остатков нефти из переходной зоны ВНК, вследствие чего, КСП нефти резко возрастает. Используя такой характер изменения КСП во времени, можно определить koэффициент трещиноватости всего дренируемого объема. Так, например, начиная с максимальных значений коэффициента светопогпощения KCn/woKC ДО их минимальных значений КСП из скважины в пластовых условиях отобран объем нефти Q , который включает в нефть, добытую и из трещин (микротрещин) 0 Так как величина нефти пропорциональная смешивающимся объемо нефти с различными значениями КСП, то можно записать (Q-QT)KCn. где КСП и .. -величины коэффициентов светопо- глошения, соответственно начальная и максимальная, Величины Q и Отможно определить еле дующим образом зав М , Чт- завРП т. 21 где ft - коэффициент нефтевасыщенности, 1финимается равным для микротрещинки системы вторичных пустот; - коэффициент нефтеотдачи. Учитывая уравнение (5), можно записать.нЛъав , зав После несложных преобразований име-KCnAAMH) Wlo C.U .c о По полученной зависимости (фиг. 1) для скважины N 846 в цренируемом объеме был рассчитан коэффициенг трещиновагосги (,0145 опрецелен по геофизическим цанным), когорый составил О,ОО345. Аналогичная зависимость получена по дренируемому объему для верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-Аликртовскому месторождению нефти. По всем скважинам, эксп/уатирующим эту залежь, отбирались пробы нефти и по ним определялись КС П. Все подученные да1шые были обработаны и получена единая зависимость КСП от времени. Как видно (фиг. 2) характер зависимостл такой же, как и для скважины N 846.. В начальный период значения КСП возрастают, достигают максимума, а затем снижаются и опять резко возрастают. Так как определение КСП нефти производился не с самого начала разработки, то значение КСП определ5 лось путем экстраполяции. Используя данные (фиг. 2) и уравнение (9), было рассчитано, значение трещиноват ости (о 0,016 определен по геофизическим данным) во всем дренируемом объеме залежи (при данной плоскости отбора - 2380 м, который определялся равным О,ОО32. Способ проверяли также в /юбораторных условиях. Опыты проводились по МО- дели трещиновато-кавернозной среды, ото« бражающей реальное строение коллектора и при п;встовых условиях (павпение пластовое до 4ОО кгс/см , температура до ), При создании модели обшая вторичная пористость (УИо) составила О,О21 доли единиц, коэффициент трещиноватости составил О,ОО36 доли единиц. В опытах вытеснялась пластовая нефвь (верхнемеловой залежи иесторожаения Хаян-4Сорт) воцой (пластовой) из трешиноваго-кавернозного коллектора.Скорость выгеснения нефти составила 80 м/ /год - практически реальная скорость цля верхне меловых залежей нефти ЧИАССР. В процессе опыта через равные промежутки времени (6,56 часа) отбирались пробы нефти и определялся их КСП. По подученным данным построена зависимость КСП от времени, которая приведена на фиг. 3. Характер подученной зависимости аналогичен вышеописанным. По формуле (9), используя результаты определений,, был огределен коэффициент трещиноватости, который составил О,6О351 доли единиц. Как видно, в опытах величина Hi-p 0,О036, а рассчитанная по данному способу )Ylу 0,00351, ошибка в определении величины составила всего Ж. Приведенные данные свидетельствуют о высокой точности определения коэффициента трещиноватости по данному способу. По геофизическим данным ошибка в огфеделении величины составляет +15%, Метод прост в исполнении и позволяет на ранней стадии разработки уточнить величину t а значит и уточнить величину запасов нефти. Определение КСП нефти не требует специальных условий, и использовать метод можно вне зависимости от того, обсажена или не обсажена скважина. Величина г определенная по аанному способу, отражает реальное значение его во всем дренируемом обьеме скважины и даже по группе скважин в целом по всей залэжи, т.е. способ увеличивает гд бину (обьем) определения величины. Определение КСП нефти можно проводить на стандартных прибфах. В сдучае, если величина Ум о не была определена ни по одному из известных способов, то по формуле (KCnNvoKC-KCnMvtH) МОЖНО определить долю (VH-p) объема трещин от всего объема пустот, т.е, мож но по подученной величине оценить долевое участие добычи нефти из трещин по отношению по всей добыче из пусго г,- и охарактеризовать коллектор, как чисто трещиноватый или трещиновато-кавернозный, или кавернозно-трещиноватый. Предложенный способ ыожно испсшьзо- вагь ааже тогда, когца 11еличина общей трещиноватостн не известна. Ориентировочно оаин замер и интерпретация аанных промыслово-геофизическик исследований способом двух растворов (включающая двухкратный каротаж и замену одного глинистого раствора на другой) оценивается в 3,5 тыс.руб . Стоимость одного замера (определение, включающего все операции) КСП нефти 1.1 рублей. Для оценки величины коэффициента трешиноватости необходимо 40-5О замеров КСП Тогда эффективность данного способа составит 3445 руб. Формула изобретения Способ определения коэффициента трещиноватости для трещиновато-Кавернозного коллектора включающий определение общей вторичной пористости по геофизическим данным, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения и увеличения радиуса исследования горных пород, измеряют коэффици,ент светопрглощения нефти и по его изменению определяют коэффициент трещиноватости по формуле )Wo Т-- СПд,о,кс-КСПо Где КСП - максимальное значение коэфMOHfCфициента светопоглощения; КСП - минимальное значение коэффи циента светопоглощения; начальное значение коэффициента светопоглощения; Vyio- общая вторичная пористость. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Котяхов Ф, И, Приближенный метод офеделения запасов нефти в грешинозатых пфодах - Нефтяное хсеяйство. 1956, № 4. 2.Авторское свидетельство СССР № 651130, кл. Е 21 В 39/00, 1979. 3.Нечай А, М, Изучение трещинных коллекторов методами промысловой геофиз1Йси. Труды ВНИИ Геофизика, вып. 37, М., , 1969, с. 111-126. 2 Фиг 1 т; 2o8tn

гоо

too г, гоЗм

Фиг. г 65, S