RU2098851C1

RU2098851C1 - Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2098851C1
Application number: RU9797105371A
Authority: RU
Inventors: Август Генрихович Арье; Ефим Абрамович Копилевич; Владимир Семенович Славкин
Original assignee: Август Генрихович Арье; Ефим Абрамович Копилевич; Владимир Семенович Славкин
Priority date: 1997-04-14
Filing date: 1997-04-14
Publication date: 1997-12-10

Abstract

Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта. Способ включает наземную сейсморазведку, бурение скважин, электроакустический каротаж, испытание скважин и исследование керна. Продуктивность определяют в величинах прогнозного удельного дебита скважины. Удельный дебит эмпирически связан с гидропроводностью пласта. Гидропроводность рассчитывается по значениям усредненного радиуса поровых каналов пласта, эффективной удельной емкости пласта и динамическому коэффициенту вязкости флюида в пластовых условиях. Технический результат выражается в повышении точности определения продуктивности нефтяного пласта. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки, акустического и электрического каротажа, а также гидродинамических исследований пробуренных скважин и изучения керна.

Известен способ комплексной интерпретации данных бурения и сейсморазведки, включающий проведение наземных сейсмических работ, бурение скважин, проведение в них акустического каротажа и последующую обработку полученной информации для получения функциональных или корреляционных зависимостей между сейсмическими характеристиками и отдельными параметрами продуктивного пласта [1] Результатом способа является построение карт прогнозных параметров пласта или модели содержащейся в нем залежи флюида.

Недостатком этого способа является его невысокая надежность, связанная с неоптимальным расположением последующих скважин, обусловленным ошибками интерпретационного характера в определении емкостных параметров пласта в межскважинном пространстве. Это приводит к необходимости бурения дополнительных скважин, что увеличивает затраты на процесс разведки залежей флюида и определения ее емкостных свойств.

Наиболее близким к данному изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ поиска и разведки нефтяных и газовых залежей в коллекторах порового и трещинного типа, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин, проведение электрического каротажа, испытания скважин, исследование флюида и суждение по данным, полученным в скважинах, о полезном объеме изучаемого объекта, определяемом продуктивностью пласта [2]
Недостатком этого способа является то, что из-за недостаточной точности полученной информации и вынужденной прямолинейной интерполяции величин емкостных и проницаемых свойств пласта могут быть допущены большие ошибки в определении полезного объема изучаемого объекта и, как следствие, в выборе мест заложения последующих разведочных и эксплуатационных скважин. В особенности эти ошибки будут велики в случае нелинейной изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве. Все это приводит к увеличению затрат на освоение объекта.

Сущность изобретения состоит в том, что в способе геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта, включающем проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин, проведение электрического каротажа, испытание скважин, исследование флюида и суждение по полученным данным о продуктивности объекта, из скважин отбирают керн, проводят в них акустический каротаж, определяют величину удельного дебита скважин, измеряют вязкость пластового флюида, по результатам исследования керна и измеренным величинам удельного дебита определяют усредненный радиус поровых каналов, по данным акустического каротажа и наземной сейсморазведки определяют эффективную удельную емкость пласта в межскважинном пространстве, рассчитывают гидропроводность пласта по соотношению,

где T гидропроводность пласта, м³/мПа•с;
r усредненный радиус поровых каналов пласта, м;
q эффективная удельная емкость пласта, м;
m динамический коэффициент вязкости флюида в пластовых условиях, мПа•с и по эмпирической зависимости фактического удельного дебита скважин от гидропроводности пласта определяют продуктивность пласта в значениях величин прогнозного удельного дебита в любой точке межскважинного пространства.

Техническим результатом, достигаемым при использовании данного изобретения, является то, что впервые в практике разведочных работ в нефтяной геологии удалось определить с высокой точностью продуктивность пласта в любой точке межскважинного пространства не интерполяционно, а по результатам наземной сейсмической разведки, увязанным с данными скважинных исследований. Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.

Изобретение поясняется чертежом, на котором представлен график эмпирической зависимости параметра h от T. Теоретически установлено и экспериментально подтверждено, что она является прямолинейной.

Способ основан на следующих предпосылках. Известно, что продуктивность пласта выражают прогнозной величиной удельного дебита флюида, который может быть получен при вскрытии пласта скважиной на полную его толщину в любой точке его распространения. Удельный дебит скважины, вскрывшей пласт, определяют по известному соотношению

,
где η удельный дебит скважины;
Q дебит скважины;
DP величина депрессии на пласт.

Известно также, что η = a•T (2),
где а константа, зависящая от качества вскрытия пласта, величины радиуса питания и собственного радиуса скважины;
T гидропроводность пласта.

Величину Т определяют из полученного авторами изобретения соотношения

,
где r усредненная величина радиусов поровых каналов в отложениях, объединенных в пласт;
q эффективная удельная емкость пласта;
m динамический коэффициент вязкости флюида в пластовых условиях.

Известно, что

,
где k коэффициент проницаемости по керну;
Кп коэффициент пористости по керну.

В тех скважинах, где керн не отбирался, r можно определить по результатам испытания скважин по соотношению

,
где b коэффициент пропорциональности;

приведенный удельный дебит скважины, равный отношению удельного дебита скважины к эффективной мощности пласта.

Указанные операции позволяют определить r в точках заложения скважин и распространить его значения в межскважинное пространство.

Величину эффективной удельной емкости пласта определяют на основании установленной авторами изобретения закономерности состоящей в том, что эта величина тесно связана с вариациями сейсмических параметров отраженных продольных волн, в частности, с их пластовыми (интервальными) скоростями, то есть
Vp f(q) (6)
Для определения вида этой функции используют сведения о пористости и общей и эффективной толщинах пласта, полученные при изучении керна и данных акустического и электрического каротажа. Авторы изобретения впервые установили, что существует зависимость V_p от комплексного параметра q, характеризующего емкостные свойства пласта q = K_п•h_эф, (7),
где К_п коэффициент пористости пласта;
h_эф эффективная толщина пласта.

Далее следует выявить вид зависимости
V_AK f(q), (8)
где V_p пластовая скорость продольной волны, полученная по результатам акустического каротажа, отождествить V_AK c V_p и по полученной авторами аналитической зависимости

где V_p пластовая скорость продольной волны;
q эффективная удельная емкость пласта;
H толщина продуктивных отложений;
С=q_H/Н константа, определяющая общую удельную проницаемость пласта в целом;

где Е₀ приведенное значение модуля Юнга;
σ коэффициент Пуассона;
r плотность пород, установить, что V_p функционально связано с q.

Способ реализуют следующим образом.

Над исследуемым пластом проводят сейсморазведочные работы методом ОГТ, бурят скважины, отбирают керн, проводят электрический и акустический каротаж, измеряют пористость и проницаемость пород пласта по керну, дебиты скважин и величины депрессий на пласт, толщину пласта, суммарную эффективную толщину проницаемых пропластков и вязкость пластового флюида в условиях пласта.

По соотношениям (4) и (5) определяют усредненную величину радиуса поровых каналов в отложениях, объединенных в пласт. По отношению (7) определяют эффективную удельную емкость пласта и находят зависимость (8).

По известной методике определяют V_ПАК (скорости псевдоакустического каротажа) являющиеся аналогами V_p в точках межскважинного пространства и выявляют зависимость V_ПАК F(V_АК). По полученным значениям V_ПАК и соотношению (6) определяют параметр q в любой точке, где есть поверхностные сейсмические наблюдения.

По полученным значениям r, q и измеренным величинам m, используя соотношение (3), определяют гидропроводность пласта, а по соотношению (2) - продуктивность исследуемого пласта в значениях величин прогнозного удельного дебита проектируемой скважины в любой точке межскважинного пространства.

Способ позволяет благодаря установленной связи между комплексной характеристикой фильтрационно-емкостных свойств пласта и его сейсмическими характеристиками наиболее эффективно расположить последующие разведочные и эксплуатационные скважины, что резко снижает затраты на проведение указанных работ.

Claims

Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин, проведение электрического каротажа, испытание скважин, исследование флюида и суждение по полученным данным о продуктивности объекта, отличающийся тем, что из скважин отбирают керн, проводят в них акустический каротаж, определяют величину удельного дебита скважин, измеряют вязкость пластового флюида, по результатам исследования керна и измеренным величинам удельного дебита определяют усредненный радиус поровых каналов, по данным акустического каротажа и наземной сейсморазведки определяют эффективную удельную емкость пласта в межскважинном пространстве, рассчитывают гидропроводность пласта по соотношению

где T гидропроводность пласта, м³/мПа•с;
r усредненный радиус поровых каналов пласта, м;
q эффективная удельная емкость пласта, м;
m - динамический коэффициент вязкости флюида в пластовых условиях, мПа•с;
и по эмпирической зависимости фактического удельного дебита скважин от гидропроводности пласта определяют продуктивность пласта в значениях величин прогнозного удельного дебита в любой точке межскважинного пространства.