RU2098851C1 - Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта - Google Patents
Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2098851C1 RU2098851C1 RU9797105371A RU97105371A RU2098851C1 RU 2098851 C1 RU2098851 C1 RU 2098851C1 RU 9797105371 A RU9797105371 A RU 9797105371A RU 97105371 A RU97105371 A RU 97105371A RU 2098851 C1 RU2098851 C1 RU 2098851C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- formation
- productivity
- specific
- wells
- Prior art date
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
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.
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.
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.
,
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.
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.
,
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.
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.
,
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 Vp от комплексного параметра q, характеризующего емкостные свойства пласта q = Kп•hэф, (7),
где Кп коэффициент пористости пласта;
hэф эффективная толщина пласта.
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 Vp от комплексного параметра q, характеризующего емкостные свойства пласта q = Kп•hэф, (7),
где Кп коэффициент пористости пласта;
hэф эффективная толщина пласта.
Далее следует выявить вид зависимости
VAK f(q), (8)
где Vp пластовая скорость продольной волны, полученная по результатам акустического каротажа, отождествить VAK c Vp и по полученной авторами аналитической зависимости
где Vp пластовая скорость продольной волны;
q эффективная удельная емкость пласта;
H толщина продуктивных отложений;
С=qH/Н константа, определяющая общую удельную проницаемость пласта в целом;
где Е0 приведенное значение модуля Юнга;
σ коэффициент Пуассона;
r плотность пород, установить, что Vp функционально связано с q.
VAK f(q), (8)
где Vp пластовая скорость продольной волны, полученная по результатам акустического каротажа, отождествить VAK c Vp и по полученной авторами аналитической зависимости
где Vp пластовая скорость продольной волны;
q эффективная удельная емкость пласта;
H толщина продуктивных отложений;
С=qH/Н константа, определяющая общую удельную проницаемость пласта в целом;
где Е0 приведенное значение модуля Юнга;
σ коэффициент Пуассона;
r плотность пород, установить, что Vp 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 VПАК (скорости псевдоакустического каротажа) являющиеся аналогами Vp в точках межскважинного пространства и выявляют зависимость VПАК F(VАК). По полученным значениям VПАК 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 (1)
- 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU9797105371A RU2098851C1 (ru) | 1997-04-14 | 1997-04-14 | Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU9797105371A RU2098851C1 (ru) | 1997-04-14 | 1997-04-14 | Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2098851C1 true RU2098851C1 (ru) | 1997-12-10 |
RU97105371A RU97105371A (ru) | 1998-04-10 |
Family
ID=20191587
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU9797105371A RU2098851C1 (ru) | 1997-04-14 | 1997-04-14 | Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2098851C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2516392C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости пород |
RU2600800C2 (ru) * | 2014-12-25 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ селективной обработки призабойной зоны неоднородного расчлененного объекта разработки |
CN111222252A (zh) * | 2020-01-20 | 2020-06-02 | 东北石油大学 | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 |
-
1997
- 1997-04-14 RU RU9797105371A patent/RU2098851C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Цибулин И.Л. Геология нефти и газа. 1990, N 6, с. 25 - 29. 2. SU, авторское свидетельство, 1081600, кл. G 01 V 9/00, 1982. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2516392C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости пород |
RU2600800C2 (ru) * | 2014-12-25 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ селективной обработки призабойной зоны неоднородного расчлененного объекта разработки |
CN111222252A (zh) * | 2020-01-20 | 2020-06-02 | 东北石油大学 | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 |
CN111222252B (zh) * | 2020-01-20 | 2023-05-12 | 东北石油大学 | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105468886B (zh) | 基于岩石物理学参数计算地层压力的方法 | |
Wang | Seismic properties of carbonate rocks | |
CN106599482B (zh) | 一种非常规超压致密气有效储层的识别方法 | |
CN106979006A (zh) | 地层压力的确定方法和装置 | |
US4843598A (en) | Method of shear wave porosity logging of a subsurface formation surrounding a cased well | |
CN105931125A (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
CN110688781B (zh) | 一种低渗非均质气藏储层测井解释方法 | |
CN1224775C (zh) | 确定地层中流体接触面的探测装置 | |
CN111206921A (zh) | 一种适用于火山岩溢流相有利储层的描述方法 | |
CN111381292A (zh) | 一种预测砂岩含烃储层的测井解释方法与装置 | |
US20150168286A1 (en) | Method for determining changes in parameters of a porous medium subjected to a contaminant | |
RU2098851C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта | |
CN106481337B (zh) | 超压顶界面的预测方法 | |
RU2253886C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
CN112505761B (zh) | 一种储层含气性检测方法和装置 | |
CN111650644B (zh) | 盐胶结砂岩定量预测方法 | |
RU2259575C1 (ru) | Способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве | |
CN111027780B (zh) | 油势场模拟方法及装置 | |
CN114859407A (zh) | 火山岩储层声学特征参数的确定方法及装置 | |
CN112966383A (zh) | 一种裂缝性储层的产能预测方法 | |
RU2069263C1 (ru) | Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов | |
RU2253885C1 (ru) | Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
CN114114453A (zh) | 一种判别砂岩胶结矿物类型的方法 | |
RU2236030C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве | |
RU2210094C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве |