EA011046B1

EA011046B1 - Способ определения водонасыщенности подземной формации

Info

Publication number: EA011046B1
Application number: EA200701298A
Authority: EA
Inventors: Бернар Монтарон
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2004-12-17
Filing date: 2005-12-01
Publication date: 2008-12-30
Also published as: WO2006063711A3; DE602004023869D1; WO2006063711A2; ATE447192T1; EP1672392B1; EA200701298A1; CA2591484A1; US20090292472A1; MX2007007060A; CA2591484C; EP1672392A1; US8301381B2

Abstract

Способ определения водонасыщенности подземной формации, пересекаемой стволом скважины, при этом способ содержит следующие этапы: определяют первый параметр (μ), который характеризует критический показатель степени удельной электрической проводимости формации; определяют второй параметр (W, или S, или φ), который характеризует порог пропитывания формации; измеряют первый набор свойств формации и объединяют упомянутый первый набор свойств формации, первый и второй параметры для определения водонасыщенности (S) упомянутой подземной формации.

Description

Настоящее изобретение относится к способам определения характеристик геологической формации, пересекаемой стволом скважины.

Измерения удельного сопротивления являются исходной точкой каротажа при поисках нефти и газа. Одной из причин, которые сделали данные измерения настолько успешными, было применение закона Арчи, который позволил вычислять водонасыщенность (8„) пористой породы в зависимости от измеренного удельного сопротивления (КД. По полученным данным вычисляют насыщенность углеводородами (нефтью и/или газом), которая является просто дополнением водонасыщенности до 1, что обеспечивает оценку общего количества нефти в коллекторе с учетом измеренной пористости (ф) и расчетного объема (V) коллектора. Таким образом, упомянутая оценка определяется уравнением: (1-8„)фУ. Приведенные параметры имеют большое значение при поиске наилучшей оценки уровня добычи углеводородов из формации.

Закон Арчи, который можно выразить следующим уравнением: К.,,,/8,,,7<|>'. оказался точным для незагрязненных песчаных формаций по всему миру и, в общем, для большинства пористых пород, смоченных водой, при этом как п, так и т приблизительно равны 2. Такая стабильность значений показателей степеней позволила быстро давать точные оценки нефтяных запасов для большинства песчаных коллекторов непосредственно по диаграммам каротажа пористости и сопротивления. Данный метод был значительно дешевле, чем требовавшиеся ранее трудоемкие операции по отбору керна и анализу керна, и быстро нашел широкое применение в нефтегазовой промышленности в качестве стандартного петрофизического способа оценки.

Однако в случае с карбонатными формациями описанный способ оказался неудовлетворительным для большинства коллекторов. Значения показателей п и т степеней требовалось корректировать с использованием данных измерений на кернах, чтобы данные измерений удельного сопротивления соответствовали водонасыщению, наблюдаемому в кернах. Как правило, показатель т степени составлял около 2 или немного меньше 2 (обычно, между 1,7 и 2), показатель п степени мог изменяться в широких пределах значений от 2 или немного меньше 2 до более чем 5 (в лабораторных экспериментах наблюдали значения 10 или более). Было бы неплохо, если бы можно было установить взаимозависимость между значениями показателей степеней и литологическими свойствами слоев породы, но такую общую взаимозависимость установить не удалось, что означает, что данный набор показателей степеней, проверенный для данного коллектора, сложенного карбонатными породами, или даже конкретной зоны коллектора, невозможно экстраполировать на другие коллекторы или даже другие зоны внутри одного коллектора. Прямым следствием из описанной нестабильности значений показателей степеней является невозможность применения данных измерений удельного сопротивления из каротажных диаграмм, снятых в разных скважинах, пробуренных в коллекторе, и применения одного правила преобразования для вычисления водонасыщенностей, и оценки, тем самым, нефтегазовых запасов.

Кроме того, даже в данной скважине стабильность показателей степеней заранее не гарантирована в карбонатных формациях, и можно ожидать, что п будет изменяться в зависимости от глубины в скважине.

Точные подсчеты нефтяных запасов в карбонатных породах нельзя выполнить непосредственно по измерениям удельного сопротивления и пористости без того, чтобы не потребовались трудоемкие операции по отбору керна и/или образцов пластовых флюидов, и/или независимые измерения в скважинах для определения водонасыщенности. В отличие от измерений удельного сопротивления, которые можно производить довольно глубоко в формациях (глубина исследования несколько футов), все остальные известные способы измерения водонасыщенности характеризуются небольшой глубиной (несколько дюймов) и поэтому сильно зависят от проникновения фильтрата бурового раствора в пласты. Именно поэтому такие прямые измерения водонасыщенности нельзя считать характеризующими истинную водонасыщенность коллектора, вследствие чего для карбонатных пород необходимы трудоемкие работы по отбору кернов и/или образцов пластовых флюидов, чтобы произвести расчеты нефтегазовых запасов. Фактически даже способы, основанные на отборе кернов и/или образцов пластовых флюидов, являются проблематичными, поскольку свойства керна также зависят от проникновения, и отбор образцов скважинных флюидов не обеспечивает прямого измерения пластовой нефти.

Предложено много способов, основанных на измерениях в скважинах, отличающихся от отбора кернов и образцов скважинных флюидов, для более точной петрофизической оценки карбонатов, но все эти способы основаны на классической формулировке закона Арчи и страдают от нестабильности показателя п степени.

Целью настоящего изобретения является создание такого способа определения петрофизических характеристик подземных формаций, который исключает недостатки существующих известных из уровня техники способов и который позволяет осуществлять точные оценки нефтегазовых запасов.

С этой целью в соответствии с изобретением предлагается способ определения водонасыщенности подземной формации, пересекаемой стволом скважины, при этом способ заключается в том, что определяют водонасыщенность подземной формации, пересекаемой стволом скважины, при этом способ содержит следующие этапы:

- 1 011046 определяют первый параметр (μ), который характеризует критический показатель степени удельной электрической проводимости формации;

определяют второй параметр (^_с, или 8_С, или ф_с), который характеризует порог пропитывания формации;

измеряют первый набор свойств формации и объединяют упомянутый первый набор свойств формации, первый и второй параметры для определения водонасыщенности (8„) упомянутой подземной формации.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения этап определения первого параметра заключается в том, что определяют литофации формации по литологическим измерениям и выводят из упомянутых литофации формации и соответствующих таблиц для различных типов пород значение упомянутого первого параметра (μ).

В предпочтительном варианте осуществления изобретения этап определения второго параметра заключается в том, что измеряют второй набор свойств формации на небольшой глубине вблизи стенок ствола скважины, при этом упомянутые свойства формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление (К._хо) ближней части формации, водонасыщенность (8_хо) ближней части формации, пористость (ф) формации, удельное сопротивление (К._т£) фильтрата бурового раствора; вычисляют по упомянутым свойствам формации и упомянутому первому параметру значение упомянутого второго параметра.

В другом варианте осуществления изобретения этапы определения как первого, так и второго параметров заключаются в том, что измеряют в первый момент времени (Ь) второй набор свойств формации на небольшой глубине вблизи стенок ствола скважины, при этом упомянутые свойства формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление (В_хо1) ближней части формации, водонасыщенность (8_хо1) ближней части формации, пористость (ф) формации, удельное сопротивление (К._т£1) фильтрата бурового раствора; измеряют во второй момент времени (ΐ₂) третий набор свойств формации на небольшой глубине вблизи стенок ствола скважины, при этом упомянутые свойства формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление (В_хо2) ближней части формации, водонасыщенность (8_хо2) ближней части формации, пористость (ф) формации, удельное сопротивление (В_т£2) фильтрата бурового раствора; объединяют упомянутые второй и третий наборы свойств формации для упомянутых первого и второго моментов времени, для определения упомянутого первого и второго параметров.

В еще одном важном варианте осуществления изобретения этапы определения как первого, так и второго параметров заключаются в том, что измеряют на глубине (άρΐι) вдоль оси ствола скважины второй набор свойств формации на первой небольшой радиальной глубине (йгаЛ) вблизи стенок ствола скважины, при этом упомянутые свойства формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление (К_хо1) ближней части формации, водонасыщенность (8'_хо1) ближней части формации, пористость (ф) формации, удельное сопротивление (К'_т£1) фильтрата бурового раствора; измеряют на той же глубине (άρΐι) вдоль оси ствола скважины третий набор свойств формации на второй небольшой радиальной глубине (йгай2) вблизи стенок ствола скважины, при этом упомянутые свойства формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление (К'_хо2) ближней части формации, водонасыщенность (8'_хо2) ближней части формации, пористость (ф) формации, удельное сопротивление (К_т£2) фильтрата бурового раствора; объединяют упомянутые второй и третий наборы свойств формации для упомянутых первой и второй небольших радиальных глубин, для определения упомянутого первого и второго параметров.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения первый набор свойств формации содержит удельное сопротивление (К) формации, пористость (ф) формации и удельное сопротивление (В„) пластовой воды, так что водонасыщенность (8„) подземной формации вычисляют из уравнения

В другом варианте осуществления изобретение дополнительно содержит этап проверки того, что первый параметр (μ), второй параметр (^_с, или 8_С, или ф_с) и первый набор свойств формации определены в одной и той же литологии формации по соответствующим данным измерений формации, включая, но без ограничения, наклоны пластов или границы пластов.

В другом варианте осуществления изобретение дополнительно содержит определение наличия трещин в породе в зоне формации, где определяют первый набор свойств формации.

В вышеприведенных вариантах осуществления способ согласно изобретению при идентифицировании трещин в породе предпочтительно дополнительно содержит этап измерения удельного сопротивления (К._Р) формации в упомянутых трещинах в породе, пористости (ф) формации и удельного сопротивления (К.,,,.·) пластовой воды, так что водонасыщенность (8„) подземной формации вычисляют из уравнения 1/Λ,=1/^+(5^-^)/Λ„

В предпочтительном варианте осуществления изобретения подземная формация является формацией, смоченной нефтью, или смешанно-смоченной формацией, например, но без ограничения, карбонатными формациями, в которых внутренняя поверхность пор формации в основном или частично покрыта

- 2 011046 непроводящим флюидом, например углеводородами.

Целесообразно отметить, что первый набор свойств формации содержит удельное сопротивление (Ю формации, пористость (ф) формации и удельное сопротивление (К„) пластовой воды, так что водонасыщенность (8Ц подземной формации вычисляют из уравнения

Л,=----где 8_С обозначает критическую водонасыщенность 8_С.

В другом варианте осуществления изобретения первый набор свойств формации содержит удельное сопротивление (В) формации, пористость (φ) формации и удельное сопротивление (К.,,·) пластовой воды, так что водонасыщенность (8Ц подземной формации вычисляют из уравнения

Я ₌ к» ' ^Лф-<кГ где ф_С обозначает критическую пористость.

В предпочтительном варианте осуществления устройствами, применяемыми для выполнения измерений, служат в первый и второй моменты времени (1₁, Ь) каротажное устройство во время бурения, при измерениях, выполняемых на одинаковой радиальной глубине в формации и выбранных из списка: каротаж сопротивлений, сигма-каротаж захватом нейтронов, каротаж для определения диэлектрической постоянной, ядерно-магнитный резонанс (ЯМР).

В предпочтительном варианте осуществления средствами, применяемыми для выполнения измерений, служат в первый момент времени (ф) каротажное устройство во время бурения, при измерениях, выполняемых на одинаковой радиальной глубине в формации и выбранных из списка: каротаж сопротивлений, сигма-каротаж захватом нейтронов, каротаж для определения диэлектрической постоянной, ядерно-магнитный резонанс (ЯМР), и во второй момент времени (1₂) - каротажное устройство на кабеле, при измерениях, выполняемых на одинаковой радиальной глубине в формации и выбранных из списка каротаж сопротивлений, сигма-каротаж захватом нейтронов, каротаж для определения диэлектрической постоянной, ядерно-магнитный резонанс (ЯМР).

Ниже описание изобретения приведено в связи с прилагаемыми чертежами, на которых фиг. 1 - принципиальная схема последовательности операций способа в соответствии с изобретением, фиг. 2 - принципиальная схема окружающей скважину среды.

Петрофизические измерения выполняют, чтобы представить точную оценку запасов углеводородов, т.е. общего объема нефти и/или газа, содержащихся в данном коллекторе. Для простоты далее рассматривается нефть. Общее количество нефти в коллекторе равно где V обозначает общий объем коллектора и где 8„ и ф обозначают средние водонасыщенность и пористость, взятые по всему коллектору. Такую оценку, в действительности, обычно выполняют послойно, т.е. суммированием объемов нефти, соответствующих различным зонам в коллекторе (1 - Ш + (1 - + .О ~ ХЦ

Одной важнейшей задачей в описанном процессе является так называемая задача «увеличение масштаба». Измерения водонасыщенности и пористости являются неизбежно локальными измерениями, и общий объем породы, охваченный такими измерениями, обычно очень мал по сравнению с объемом всего коллектора. Например, измерения пористости и прямые измерения водонасыщенности обычно производят с использованием радиоактивных измерений (сечение захвата (сигма) нейтронов) и/или измерений методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), которые ограничены глубиной исследований в несколько дюймов (10-15 см) вокруг скважины. Прямые измерения водонасыщенности можно выполнять также путем измерения диэлектрической постоянной породы, которая очень чувствительна к присутствию воды, но данное измерение также является измерением в очень близкой части пласта. В связи с этим возникают два вопроса: 1 - можно ли подобные локальные измерения считать характерными для средних значений по всему коллектору? и 2 - страдает ли качество измерений из-за ограниченной глубины исследований?

Ответ на вопрос 1 обычно получают путем выполнения множества измерений, во-первых, в зависимости от глубины вдоль скважины и, во-вторых, в нескольких скважинах, пробуренных в коллекторе. Затем наблюдаемую статистическую изменчивость можно учесть при надлежащем сопоставлении с геологической моделью коллектора.

Вопрос 2 не считается серьезной проблемой применительно к пористости, которая является геометрическим свойством породы, и которую можно измерить с высокой точностью и скорректировать с учетом воздействий внешней среды. Однако в случае водонасыщенности очевидно, что существующие прямые методы измерений работают как раз в диапазоне, подверженном проникновению фильтрата бурового раствора, и поэтому то, что измеряют, является не водонасыщенностью коллектора, а величиной, на

- 3 011046 зываемой 8_ХО, которая является водонасыщенностью в переходной зоне вокруг скважины, которая была изменена, обычно увеличена (при бурении с буровым раствором на водной основе) проникновением скважинных флюидов. Поэтому 8_ХО невозможно использовать непосредственно для оценки нефтяных запасов.

Одним из путей обхода проблемы является применение измерений в ближней части пласта, например 8_ХО и удельного сопротивления К_ХО породы в переходной зоне, для получения показателей степеней в законе Арчи и затем применение измерений удельного сопротивления на большую глубину (глубины исследования в несколько футов можно обеспечить зондами (устройствами) бокового каротажа) и вывод из полученных данных водонасыщенности коллектора с использованием уравнения Арчи в предположении, что значения показателей степеней являются одинаковыми вблизи скважины и в нескольких футах от скважины. К сожалению, точность описанного подхода проблематична из-за того, что, как известно, показатель степени η изменяется вместе с водонасыщенностью, и потому даже нескольких футов достаточно для создания значительных изменений значения показателя степени η, и закон Арчи в неизмененной зоне в карбонатах нельзя принимать идентичным закону Арчи вблизи ствола скважины. Описанная проблема несомненно создается нестабильностью показателя степени η, и целью настоящего изобретения является решение данной проблемы путем применения отличающейся модели.

Таким образом, установлено, что нижеприведенный закон Арчи нуждается в значительной доработке, в частности для случаев, когда требуется оценивать коллекторы в карбонатных формациях.

Закон Арчи

где К, означает удельное сопротивление породы, измеренное каротажным устройством сопротивлений, означает удельное сопротивление пластовой воды, ф означает пористость минерального скелета породы и 8„ означает водонасыщенность пористого объема минерального скелета породы.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения нижеприведенное петрофизическое уравнение позволит получать более точную оценку коллекторов в формациях

В приведенном уравнении А_с обозначает порог пропитывания минерального скелета породы, μ означает «критический показатель степени». Приведенная модель уникальна вследствие выбора переменной пропитывания, которая равна произведению пористости минерального скелета породы на водонасыщенность, т.е. объемной доли воды в породе, называемой в настоящем описании «объемной долей воды» для краткости, и порог пропитывания А_с является «критической объемной долей воды».

Приведенное уравнение может иметь две другие эквивалентные формы. Для данной пористости φ можно определить «критическую водонасыщенность» 8_с в виде 8_с=А_с/ф, и уравнение принимает форму

Или для данной водонасыщенности 8„ можно определить «критическую пористость» ф_с в виде ф_с А_с/8^. и уравнение принимает форму

Формам (1) и (2) будет отдаваться предпочтение перед формой (3), так как в форме (3) критическая пористость ф_с изменяется вместе с водонасыщенностью, а способ по настоящему изобретению определенно исключает параметры, которые изменяются вместе с водонасыщенностью. В последующем описании изобретения будет применяться форма (1), но весь описанный процесс непосредственно применим с формой (2), которая также охватывается настоящим изобретением. Во всей последовательности операций и способе, представленных на фиг. 1, можно использовать 8_с вместо А_с.

Преимущество настоящего способа по сравнению с законом Арчи состоит в том, что авторы заменяют показатель степени η, который, как известно, изменяется вместе с водонасыщенностью, а также вместе с пористостью и смачиваемостью параметром (критической объемной долей воды А_с), который не зависит от 8„. Параметр А_с равен 0 для породы, полностью смоченной водой, и всегда положителен и меньше чем 1 для породы, смоченной нефтью, или смешанно-смоченной породы (частично смоченной водой и частично смоченной нефтью). Более точно, максимальное значение, которое А_с может принимать для пород, полностью смоченных водой, в практических условиях меньше чем 0,10 и, как правило, находится в пределах 0,04-0,08.

В данном способе как А_с, так и μ зависят, в основном, от геометрии пористой среды, состоящей из сети пор и поровых связок, и, в конечном счете, от пустот и трещин. XV _с зависит также от характера флюидов в пористой среде и от распределения смачиваемости.

- 4 011046

Способ согласно изобретению дает преимущество использования параметров, которые, поскольку они не зависят от насыщенности, можно считать постоянными по слою формации с однородной литологией. Такое свойство отличает \У_С от показателя степени п, для которой упомянутое условие не соблюдается.

Способ согласно по изобретению требует определения первого параметра μ, который является критическим показателем степени удельной электрической проводимости и связан с фрактальной размерностью геологического горизонта, и второго параметра ^_С, который характеризует порог пропитывания формации.

Измерение таких двух параметров, как \У_С и μ, требует по меньшей мере двух независимых уравнений. Если имеется только одно уравнение, то тогда необходимо принимать значение для одного из двух неизвестных.

По указанным причинам возможны два этапа определения.

Во-первых, в случае, когда имеющаяся информация ограничена (только одно уравнение), наилучший результат будет получен при принятии значения для наиболее стабильного параметра, которым является μ. Значение критического показателя степени для минерального скелета породы (нетрещиноватой породы), как правило, очень близко к 2, обычно между 1,9 и 2,0. Следовательно, первый способ состоит в принятии μ ~ 2 (например) и в применении комбинации средств для выполнения четырех измерений (измеряемый объем породы находится на небольшой глубине исследования ввиду ограниченной глубины охвата радиоактивных/рентгеновских/ЯМР/диэлектрических измерений), а именно В_хо, 8_хо, пористости (φ) и удельного сопротивления (В_т£) фильтрата бурового раствора (см. фиг. 2), для расчета значения критической объемной доли воды, ^_С, с использованием уравнения

где В_хо означает удельное сопротивление формации на небольшой радиальной глубине по сравнению со стенками ствола скважины и 8_хо означает водонасыщенность формации на упомянутой небольшой глубине. Поэтому как К._хо. так и 8_хо «подпорчены» буровым раствором, который использовали, когда бурили ствол скважины, как известно любому специалисту в данной области техники.

Настоящий способ даст приемлемые результаты для относительно высоких значений критической объемной доли воды, т.е. выше 0,035, или, конечно, если известно, что значение, используемое для μ, является довольно точным.

В настоящем способе значение, принятое для μ, можно получить на основе взаимосвязи, которая существует между критическим показателем степени и литофациями породы, т.е. типом породы. Действительно, известно, что μ непосредственно зависит от геометрической структуры поровой сети породы и характера флюидов, которые порода содержит. Такую взаимосвязь можно установить один раз и навсегда и записать в «каталог» типов пород. Типы пород можно распознавать на основе подходящих измерений в скважинах (например, прикладных программ 1Н1ю1од (для получения геологического разреза), инструментального набора 111йо1оо1, исполняемых средствами заявителей) и соответствующего принятого значения μ.

Следует отметить, как показано на схеме на фиг. 1, что необходимо проверять, чтобы объем породы, наблюдаемой устройством каротажа сопротивлений (В_хо), не содержал электропроводящих трещин, или, если содержит, чтобы влияние трещин учитывалось. Такую проверку можно выполнять средством формирования изображения среды скважины по данным электрокаротажа. Присутствие проводящей трещины внутри объема, исследуемого устройством каротажа сопротивлений, повлияет на измерение значения В_хо, которое после этого не будет характеризовать В_хо минерального скелета.

Другой этап определения параметров согласно изобретению может быть в случае, когда имеются два независимых уравнения для одного и того же объема минерального скелета породы (нетрещиноватой породы) с двумя разными значениями насыщения, и тогда можно непосредственно вычислить значения \У_С и μ решением системы из двух уравнений для двух данных неизвестных

Ли.2

Примерные ситуации, когда в наличии имеются два значения насыщенности и удельного сопротивления для одного и того же объема породы, описаны ниже.

Когда измерения выполняют одними и теми же средствами в разные моменты времени, средние значения насыщенности в наблюдаемом объеме породы различаются вследствие продолжения проникновения фильтрата бурового раствора в пласты со временем (например, при каротаже с временным промежутком в процессе бурения).

При объединении каротажа в процессе бурения (измерений Ь^И) и каротажа на кабеле. Измерения Ь^И, выполняемые в процессе бурения, могут, например, давать 1 - водонасыщенность на небольшой глубине исследования на основании радиоактивного (сигма (сечение захвата) от быстрого нейтрона) или диэлектрического (диэлектрическая постоянная, измеренная высокочастотным зондом) способов и 2

- 5 011046 удельное сопротивление на небольшой глубине, измеренное устройством бокового каротажа или 2-МГц устройством каротажа сопротивлений. Каротаж на кабеле выполняется позднее, после того, как проникновение произошло глубже в формацию и изменило водонасыщенность в том самом объеме породы, исследованном посредством измерений ЬУО. Затем можно произвести те же самые измерения, как, например, 1 водонасыщенности (8_ХО) радиоактивным (сигма) или диэлектрическим способами, и 2 - удельного сопротивления на небольшой глубине по К._ХО или диаграмме бокового каротажа, зарегистрированной малоглубинным зондом (которая всегда лучше всего согласуется с глубиной исследований при измерениях БАУО).

Когда первое измерение выполнено, и затем в формацию в той же самой точке нагнетают известный проводящий флюид с удельным сопротивлением, отличающимся от В_т£, например, с помощью специального зонда, содержащего насос и емкость с флюидом, и выполняют второе измерение (это потребовало бы специального нагнетательного зонда с объединением измерений 8_ХО и К._ХО).

Существуют также случаи, когда располагают двумя значениями насыщенности для почти одного и того же объема породы, например при выполнении измерений на двух немного разных глубинах исследования с использованием неравномерного распределения 8_ХО и К._ХО в переходной зоне.

Преимущество первых двух вышеупомянутых способов (измерения ЬУО с временным промежутком и измерения БАУЭ + метод каротажа на кабеле) состоит в том, что они оставляют достаточное время (несколько часов) между двумя измерениями. Это важно потому, что, как известно из лабораторных экспериментов, на стабилизацию данных измерения удельного сопротивления в породе, водонасыщенность которой изменяли, уходит довольно длительное время, до 24 ч или более. Затем можно выполнять измерения ЬУО с временным промежутком во время каждой отработки бурового долота, которое обычно должно превышать 24 ч.

И вновь в данном случае необходимо проверять, чтобы в объеме породы, исследуемой методом каротажа сопротивлений, не было трещины. Для ситуаций, когда соблюдение данного условия невозможно, как в случае сильно трещиноватых формаций, ниже приведено описание второго варианта осуществления способа по изобретению.

Следует отметить, что критическую объемную долю воды можно быстро вычислить с использованием итерации где

Начиная с У_с(0)=0, всего 5 итераций, как правило, достаточно для получения точного значения для решения, после чего можно легко вычислить значение μ по одному из исходных уравнений.

Разумеется, не существует никаких ограничений на возможности измерения каротажных устройств или устройств каротажа во время бурения. Следует понимать, что любой метод, известный специалисту в данной области техники, можно применить для выполнения измерений характеристик формации, требуемых способом согласно изобретению. В еще одном примере способа в соответствии с изобретением измерение характеристик формации, применяемое для определения как первого параметра μ, так и второго параметра У_с, можно производить на обломках выбуренной породы, получаемых из пробуриваемо го ствола скважины, и затем упомянутые параметры можно повторно использовать для вычисления удельного сопротивления В_г формации на радиальной глубине, сопоставимой со стенками ствола скважины, в которые еще не произошло проникновения фильтрата бурового раствора.

И, наконец, можно также использовать известные значения как для первого параметра μ, так и для второго параметра У_с (или 8_с или ф_с), где упомянутые значения получены из сопоставления таблиц и литологии формации, подлежащей оценке. Из физической теории фрактальных сред и теории пропитывания известно, что критическая объемная доля воды, У_с, и критический показатель степени, μ, не зависят от 8„ и находятся в связи с геометрией сети пор и поровых связок и пустот в минеральном скелете породы. Параметр \У_с зависит также от угла смачивания между нефтью и водой в формации, который можно считать довольно постоянным, и, в результате, можно ожидать, что как Ус, так и μ должны находиться в очень сильной связи с «литологическими фациями» (типами пород). Как изложено выше, во всех уравнениях и определениях по настоящему изобретению второй параметр может быть У_с, 8_с или ф_с.

Таким образом можно построить таблицу из перечня типов пород (нетрещиноватых) и соответствующих им значений критической объемной доли воды \У_с при полном смачивании нефтью и μ. Упомянутую таблицу можно составить по кернам и можно установить раз и навсегда. Предполагается, что возможность изменения Ус и μ для нетрещиноватых пород карбонатных типов довольно ограничена. Предполагается, что параметр \У_с должен принимать значения, близкие к 0,05, и параметр μ должен принимать значения, близкие к 2 для большинства нетрещиноватых пород, включая кавернозные карбонаты.

Как можно видеть на схеме последовательности операций, приведенной на фиг. 1, на первом этапе, описанном в предыдущем разделе, параметры Ус и μ определены по измерениям в ближней части пласта, выполненным с использованием комбинации средств, например плотности/нейтронной, Р_ХО и/или диэлектрической постоянной, и следуя одному из вышеописанных этапов.

- 6 011046

Затем в соответствии со способом согласно изобретению значения Ас и μ должны применяться к зоне, расположенной глубже в коллекторе, соответствующей глубине исследования зонда глубокого бокового каротажа или эквивалентного зонда (на кабеле или ЬАЭ), который обеспечит значение удельного сопротивления Е₁ формации далеко от зоны проникновения фильтрата. В предположении, что удельное сопротивление В„, пластовой воды известно, можно вычислить водонасыщенность в коллекторе с помощью выражения

При применении классического закона Арчи можно совершить значительные ошибки при предположении, что показатель степени η имеет одинаковое значение на расстоянии несколько футов от скважины и вблизи ствола скважины. Ошибки могут быть с положительным или отрицательным знаками в зависимости от смачиваемости формаций и изменения водонасыщенности от зоны проникновения до незатронутой зоны. Для формаций, сильно смоченных нефтью и с большим различием водонасыщенностей между двумя зонами, водонасыщенность, определяемая по закону Арчи, будет, как правило, значительно ниже фактического значения. Например, при А_с=0,04, μ=2, Е_т(=0,025 Ом-м, Е„=0,015 Ом-м, 8_Хо=0,60 и истинном 8,,-0.25. ошибка, совершенная в отношении 8„ с использованием закона Арчи, составляет -15%, что соответствует большой переоценке запасов нефти в пласте. Ошибки с положительным знаком, соответствующие недооценке запасов нефти в пласте при использовании закона Арчи, как правило, не будут превосходить 3%. Например, при А_с=0,03, μ=2, Е_т(=0,025 Ом-м, Е„=0,015 Ом-м, 8_хо=0,60 и истинном 8„=0,40, ошибка, совершенная в отношении 8, с использованием закона Арчи, составляет +3%.

Благодаря стабильности А_с и μ, вышеописанный способ устраняет описанную проблему и обеспечивает намного более точное определение истинной водонасыщенности и, следовательно, более точную оценку содержания пластовой нефти в коллекторе.

Параметры закона Арчи можно связать с параметрами пропитывания в уравнении следующим выражением:

При приравнивании т=μ, показатель степени η закона Арчи можно выразить непосредственно в виде

1п5„, где, как показано выше, 8_с=А_с/ф. Вышеприведенное уравнение показывает, как η изменяется в зависимости от водонасыщенности и других параметров. В ограниченном диапазоне значений водонасыщенности это уравнение дает значение η, которое является почти постоянным, т.е. почти не зависит от 8, в упомянутом ограниченном интервале. Это объясняет, почему использован закон Арчи и почему показатели степеней η и т можно получить экспериментально.

Следовательно, способы, предлагаемые в настоящем изобретении, можно применить к η и т путем использования вышеприведенного уравнения, которое связывает параметры закона Арчи с параметрами пропитывания.

Как уже упоминалось выше, в случае наличия трещин в формации, способ согласно изобретению содержит дополнительные этапы (как показано на фиг. 1).

Карбонатные коллекторы часто пробуривают с использованием соленых буровых растворов с высокой удельной электрической проводимостью. Поэтому наличие трещин, заполненных буровым раствором, может заметно сказаться на измерениях удельного сопротивления, особенно, когда велико различие между низким удельным сопротивлением трещины и высоким удельным сопротивлением насыщенным нефтью карбонатным минеральным скелетом.

Можно показать, что при наличии проводящих трещин способ согласно изобретению можно модифицировать для учета упомянутого эффекта, и уравнение принимает вид / /г, = кз_кРф_г / п_т + (з„ф где 8,|.· означает водонасыщенность в трещинах, ф_Р означает пористость трещин, К.,,, означает удельное сопротивление бурового раствора и к является геометрическим коэффициентом.

к изменяется в зависимости от ориентации зонда относительно трещины, например, в двух крайних случаях оси скважины (т.е. оси зонда), параллельном, который является, в общем, случаем вертикальных скважин, и перпендикулярном трещинам (типичный случай горизонтальных скважин), получают для вертикальных скважин для горизонтальных скважин: к-Ь/й,

- 7 011046 где Ь обозначает радиус исследования устройства каротажа сопротивлений, И является вертикальным разрешением упомянутого зонда и г„ является радиусом скважины. Типичные значения к находятся в диапазоне от 0,3 до 0,5 в вертикальных скважинах и в 10 раз больше в горизонтальных скважинах. Описанное явление является одной из основных причин, почему показатель степени т в законе Арчи часто оказывается существенно заниженным в трещиноватых породах.

В способе, относящемся к изобретению, используют преимущество стабильности параметров пропитывания и фрактальности и применяют нижеследующее уравнение:

1/Л_;=1/Я_г+(5>-Г_с)%К, где Яр, описывающий удельное сопротивление трещины, измеряют с помощью соответствующего независимого измерения, например калиброванного средства формирования изображения среды скважины, и значение Я_р используют для коррекции измерений в ближней части пласта (Я_хо) и каротажа сопротивлений в дальней части пласта (методом бокового каротажа) в соответствии с алгоритмами коррекции, определенными на основании моделирования сигналов зондов, вызванных трещинами. Можно также использовать информацию от средства формирования изображения среды скважины или любого другого подходящего зонда, который способен обнаруживать наличие трещин, для выбора интервалов в скважине, которые не содержат трещин, чтобы выполнить точное определение водонасыщенности в таких интервалах с использованием уравнения пропитывания.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ определения водонасыщенности подземной формации, пересекаемой стволом скважины, в котором определяют первый параметр μ, который характеризует критический показатель степени удельной электрической проводимости формации;

определяют второй параметр А_с, или 8_С, или ф_с, который характеризует порог пропитывания формации;

измеряют первый набор характеристик формации из списка из удельного сопротивления Я формации, пористости ф формации, удельного сопротивления Я„ пластовой воды и определяют водонасыщенность 8„ подземной формации в соответствии со следующей зависимостью:

_к _
2. Способ по п.1, в котором определяют литофации формации по литологическим измерениям и выводят из упомянутых литофаций формации и соответствующих таблиц для различных типов пород значение первого параметра μ.
3. Способ по п.2, в котором измеряют второй набор характеристик формации на небольшой глубине вблизи стенок ствола скважины, при этом упомянутые характеристики формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление Я_хо ближней части формации, водонасыщенность 8_хо ближней части формации, пористость ф формации, удельное сопротивление Я_т£ фильтрата бурового раствора и вычисляют по измеренным характеристикам формации и первому параметру значение второго параметра.
4. Способ по п.1, в котором для определения как первого, так и второго параметров измеряют в первый момент времени 1₁ второй набор характеристик формации на небольшой глубине вблизи стенок ствола скважины, при этом характеристики формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление К._хо| ближней части формации, водонасыщенность 8_хо£ ближней части формации, пористость ф формации, удельное сопротивление (К_тЯ) фильтрата бурового раствора;

измеряют во второй момент времени (1₂) третий набор характеристик формации на небольшой глубине вблизи стенок ствола скважины, при этом характеристики формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление Я_хо2 ближней части формации, водонасыщенность 8_хо2 ближней части формации, пористость ф формации, удельное сопротивление Я_т(2 фильтрата бурового раствора и первый и второй параметры определяют на основании второго и третьего наборов характеристик формации для первого и второго моментов времени.
5. Способ по п.1, в котором для определения как первого, так и второго параметров измеряют на глубине άρΐι вдоль оси ствола скважины второй набор характеристик формации на первой небольшой радиальной глубине бгаб1 вблизи стенок ствола скважины, при этом характеристики формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление К'_хо1 ближней части формации, водонасыщенность 8'_хо1 ближней части формации, пористость ф формации, удельное сопротивление К'_т£₁фильтрата бурового раствора;

измеряют на той же глубине άρΐι вдоль оси ствола скважины третий набор характеристик формации на второй небольшой радиальной глубине бгаб2 вблизи стенок ствола скважины, при этом характеристики формации выбирают из списка, содержащего удельное сопротивление Я'_хо2 ближней части формации,

- 8 011046 водонасыщенность 8'_хо2 ближней части формации, пористость ф формации, удельное сопротивление К'_т£2фильтрата бурового раствора и определяют первый и второй параметры на основании второго и третьего наборов характеристик формации для первой и второй радиальных глубин.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий этап проверки того, что первый параметр μ, второй параметр или 8_С, или ф_с и первый набор характеристик формации определены в одной и той же литологии формации по соответствующим данным измерений формации, включая, но без ограничения, наклоны пластов или границы пластов.
7. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий определение наличия трещин в породе в зоне формации, где определяют первый набор характеристик формации.
8. Способ по п.6, в котором при идентифицировании трещин в формации дополнительно измеряют удельное сопротивление формации в упомянутых трещинах в формации, пористость ф формации и удельное сопротивление пластовой воды и вычисляют водонасыщенность 8„ подземной формации из уравнения
9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором подземная формация является формацией, смоченной нефтью, или смешанно-смоченной формацией, например, но без ограничения, карбонатными формациями, в которых внутренняя поверхность пор формации в основном или частично покрыта непроводящим флюидом, например углеводородами.
10. Способ по любому предыдущему пункту, в котором первый набор характеристик формации содержит удельное сопротивление К, формации, пористость ф формации и удельное сопротивление пластовой воды, а водонасыщенность 8„ подземной формации вычисляют из уравнения где 8_С обозначает критическую водонасыщенность 8_С.
11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором первый набор характеристик формации содержит удельное сопротивление К, формации, пористость ф формации и удельное сопротивление пластовой воды, а водонасыщенность 8„ подземной формации вычисляют из уравнения η ₌ ^Д»· где фс обозначает критическую пористость.
12. Способ по п.4, в котором устройствами, используемыми для определения характеристик формации, служат в первый и второй моменты времени ,1, ,2, каротажное устройство во время бурения, при измерениях, выполняемых на одинаковой радиальной глубине в формации и выбранных из списка: каротаж сопротивлений, сигма-каротаж захватом нейтронов, каротаж для определения диэлектрической постоянной, ядерно-магнитный резонанс (ЯМР).
13. Способ по п.4, в котором устройствами, используемыми для определения характеристик формации, служат в первый момент времени ,1, каротажное устройство во время бурения при измерениях, выполняемых на одинаковой радиальной глубине в формации и выбранных из списка: каротаж сопротивлений, сигма-каротаж захватом нейтронов, каротаж для определения диэлектрической постоянной, ядерномагнитный резонанс (ЯМР), и во второй момент времени ,2, каротажное устройство на кабеле при измерениях, выполняемых на одинаковой радиальной глубине в формации и выбранных из списка: каротаж сопротивлений, сигма-каротаж захватом нейтронов, каротаж для определения диэлектрической постоянной, ядерно-магнитный резонанс (ЯМР).