RU2215873C1 - Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта - Google Patents
Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2215873C1 RU2215873C1 RU2002106386/03A RU2002106386A RU2215873C1 RU 2215873 C1 RU2215873 C1 RU 2215873C1 RU 2002106386/03 A RU2002106386/03 A RU 2002106386/03A RU 2002106386 A RU2002106386 A RU 2002106386A RU 2215873 C1 RU2215873 C1 RU 2215873C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- saturation
- oil
- parameters
- logging
- porosity
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазопоисковой геологии и предназначено для выявления характера водонасыщенности продуктивных пластов и оценки их нефтенасыщенности, а также может быть использовано при подсчете начальных запасов месторождений нефти. Техническим результатом изобретения является определение параметров, характеризующих флюидонасыщение порового пространства пласта, а именно подвижную и неподвижную части нефтенасыщенности, а также свободную и связанную водонасыщенность, что позволяет повысить точность определения величины и качества начальных запасов нефти продуктивного пласта. Для этого измеряют геофизические характеристики в разрезе скважин, законченных бурением. По результатам исследования скважин определяют значения параметров: открытой пористости (Кп) - методами нейтронного каротажа и гамма-каротажа, эффективной пористости (Кпэф) - по корреляционным зависимостям Кпэф=f(Кп), динамической пористости (Кпдин) - методом ядерного магнитного каротажа, водонасыщенности (Кв) и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами нейтронного гамма-каротажа, гамма-каротажа и удельного электрического сопротивления. По определенным параметрам вычисляют параметры неподвижной части нефтенасыщенности в виде разности эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн=(Кпэф-Кпдин)/Кп100%, связанной водонасыщенности: Квс=(Кп-Кпэф)/Кп100%, подвижной части нефтенасыщенности: Кнп=Кн-Кнн и свободной водонасыщенности: Квсв=Кв-Квс. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазопоисковой геологии, связано с выявлением характера водонасыщенности продуктивных пластов, а также с оценкой их нефтенасыщенности и может быть использовано при подсчете начальных запасов месторождений нефти.
Поровое пространство пласта соответствует объему пор, занятому пластовым флюидом, который может состоять из подвижной части нефти, неподвижной части нефти, свободной воды и физически связанной воды в различных сочетаниях. Известны многочисленные способы определения параметров флюидонасыщения нефтяного пласта [1. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник/Под ред. В.В.Стасенкова и И.С.Гутмана. -М.: Недра, 1996, 270 с.; 2. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. -М.: Недра, 343 с. ] . Однако до настоящего времени не выработан единый методический подход получения параметров подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности для подсчета запасов нефти с дифференциацией по их подвижности, а также свободной и связанной водонасыщенности. Такая ситуация является следствием использования различных по физической сущности параметров, большого количества применяемых методов, включающих лабораторные, геофизические и гидродинамические, а также неоднозначности трактовки понятий и получаемых результатов применительно к огромному разнообразию структуры запасов нефти на различных стадиях разработки месторождений.
Известен способ оценки содержания высоковязких компонент нефти в нефтеносных пластах по [3. Аксельрод С.М. и др. Оценка содержания высоковязких компонент нефти в нефтеносных пластах по данным ЯМКУ/Геология нефти и газа. 1988, 9, с. 41-44], в соответствии с которым по заведомо водоносным пластам строится на основе данных методов ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), нейтронного гамма-каротажа (НТК) и гамма-каротажа (ГК) опорная зависимость в виде уравнения регрессии: 1-ИСФЯМК/КпНГК = a + q + ΔIГК - где ИСФЯМК индекс свободного флюида, а - свободный член уравнения, q - коэффициент пропорциональности, ΔIГК - относительная естественная радиоактивность, а Кп - открытая пористость. Для этой зависимости вычисляется доверительный интервал σ, определяемый средним квадратичным отклонением. Путем нанесения аналогичных координат для пласта количество остаточных высоковязких компонент оценивается по разности значений ординат пласта выше опорной зависимости и ее проекции на опорной зависимости (с учетом доверительного интервала σ). Определяемая величина 1-ИСФЯМК/КпНГК известным способом для водонасыщенного пласта соответствует остаточной (связанной) водонасыщенности, а в нефтеносных пластах характеризуется как остаточной водонасыщенностью, так и остаточными высоковязкими компонентами (неподвижной частью) нефти. Параметр ΔIГК пропорционален остаточной водонасыщенности. Открытая пористость коллекторов, представленных мелкозернистыми песками и глинистыми алевролитами, способом [3] определяется с использованием данных НГК.
Недостатком этого способа является:
- низкая достоверность определения Кп только по данным НТК, так как для терригенных отложений необходимо применять данные комплекса кривых нейтронного каротажа (НК) и ГК;
- определение количества остаточных высоковязких компонент графическим способом;
- определение количественного содержания только остаточных высоковязких компонент, то есть неподвижнной части нефтенасыщенности, которая может являться лишь частью возможных составляющих флюидонасыщения пласта.
- низкая достоверность определения Кп только по данным НТК, так как для терригенных отложений необходимо применять данные комплекса кривых нейтронного каротажа (НК) и ГК;
- определение количества остаточных высоковязких компонент графическим способом;
- определение количественного содержания только остаточных высоковязких компонент, то есть неподвижнной части нефтенасыщенности, которая может являться лишь частью возможных составляющих флюидонасыщения пласта.
Задачей изобретения является способ, позволяющий получить параметры, характеризующие флюидонасыщение порового пространства пласта, а именно подвижную и неподвижную части нефтенасыщенности, а также свободную и связанную водонасыщенность. Использование параметров подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности позволяет повысить точность определения величины и качества начальных запасов нефти продуктивного пласта. Поставленная задача, решается на основе данных комплекса методов геофизического исследования скважин (ГИС). Для решения указанной задачи предлагаемым способом в условиях необсаженного ствола скважины осуществляют запись кривых скважинных промыслово-геофизических исследований, проводят их интерпретацию с последующим определением различных типов пористости породы и на их основе рассчитывают искомые параметры флюидонасыщения пласта: подвижную и неподвижную части начальной нефтенасыщенности, а также свободную и связанную водонасыщенность.
Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта включает измерение геофизических характеристик в разрезе скважин, законченных бурением, и получение по результатам исследования скважин значений параметров: открытой пористости (Кп) - методами НК и ПС, эффективной пористости (Кпэф) - по корреляционным зависимостям Кпэф=f (Кп), динамической пористости (КПдин) - методом ЯМК, водонасыщенности и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами НК, ГК и удельного электрического сопротивления, что позволяет определять подвижную часть (Кнп) и неподвижную часть (Кнн) нефтенасыщенности, а также свободную (Квсв) и связанную (Квс) водонасыщенность.
Технический результат предлагаемого способа заключается в возможности получения на основе комплекса методов ГИС значений неподвижной части нефтенасыщенности, подвижной части нефтенасыщенности, свободной водонасыщенности и связанной водонасыщенности - параметров пласта, необходимых для увеличения достоверности подсчета величины и качества запасов нефти и оценки характера насыщения вскрытых пластов.
Изобретение основано на следующем.
Открытая пористость соответствует объему пор, занятому пластовым флюидом, который может представлять собой различные комбинации из подвижной нефти (VНп), свободной воды (Vвсв), неподвижной нефти (Vнн) и связанной воды (Vвc): Кп=(Vнп+Vвсв+Vнн+Vвс)/V, где V - объем породы. Эффективная пористость представляет собой объем открытых пор, за исключением той части, которая заполнена связанной водой: Кпэф=(Vнп+Vвсв+Vнн)/V. За динамическую пористость принимается объем порового пространства, занятого способным перемещаться флюидом: Кпдин=(Vнп+Vвсв)/V. Основываясь на указанных предпосылках и выполнив входящие в предлагаемый способ действия, в том числе, определив по отдельным интервалам разреза пласта значения его емкостных параметров: Кн, Кв, Кп, Кпэф, Кпдин, можно по формулам рассчитать искомые значения параметров флюидонасыщения пласта: подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности, а также свободной и связанной водонасыщенности.
Неподвижная часть нефтенасыщенности предлагаемым способом определяется непосредственно как разность эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн=(Кпэф-Кпдин)/Кп 100%, а связанная водонасыщенность оценивается по уравнению: Квс=(Кп-Кпэф)/Кп100%. Кроме этого, рассчитывается подвижная часть нефтенасыщенности: Кнп=Кн-Кнн и свободная водонасыщенность: Квсв=Кв-Квс. В отличие от известного способа предлагаемым способом будут охарактеризованы количественно все возможные составляющие флюидонасыщения порового пространства пласта.
Результаты, получаемые с помощью предложенного способа, по разрезу двух скважин Миннибаевской площади, приведены в таблице, которая содержит значения параметров подвижной и неподвижной нефтенасыщенности, а также свободной и связанной водонасыщенности.
Для нефтедобывающих предприятий и негосударственных недропользователей одним из основных вопросов является реальная оценка запасов нефти и экономическая эффективность их извлечения. Подсчет запасов нефти с использованием параметров подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности, получаемых предлагаемым способом, позволяет повысить точность определения величины и качества начальных запасов нефти продуктивного пласта и решать вопросы, связанные с выбором наиболее рациональных путей его разработки.
Claims (1)
- Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта, включающий измерение геофизических характеристик в разрезе скважин, законченных бурением, получение по результатам исследования скважин значений параметров: открытой пористости (Кп) - методами нейтронного каротажа и гамма-каротажа, эффективной пористости (Кпэф) - по корреляционным зависимостям Кпэф= f(Кп), динамической пористости (Кпдин) - методом ядерного магнитного каротажа, водонасыщенности (Кв) и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами нейтронного гамма-каротажа, гамма-каротажа и удельного электрического сопротивления, и позволяющий на их основе определять параметры неподвижной части нефтенасыщенности в виде разности эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн= (Кпэф-Кпдин)/Кп100%, связанной водонасыщенности: Квс= (Кп-Кпэф)/Кп100%, подвижной части нефтенасыщенности: Кнп= Кн-Кнн и свободной водонасыщенности: Квсв= Кв-Квс.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002106386/03A RU2215873C1 (ru) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002106386/03A RU2215873C1 (ru) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002106386A RU2002106386A (ru) | 2003-10-20 |
RU2215873C1 true RU2215873C1 (ru) | 2003-11-10 |
Family
ID=32027514
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002106386/03A RU2215873C1 (ru) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2215873C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103541718A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 用图版解释油井含水率的方法 |
CN108827999A (zh) * | 2018-06-25 | 2018-11-16 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法 |
RU2823957C1 (ru) * | 2024-03-13 | 2024-07-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти |
-
2002
- 2002-03-11 RU RU2002106386/03A patent/RU2215873C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
АКСЕЛЬРОД С.М. И ДР. Оценка содержания высоковязких компонент нефти в нефтеносных пластах по данным ЯМК. - Геология нефти и газа, № 9, 1988, с.41-44. * |
ПОМЕРАНЕЦ Л.И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981, с.344-355. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103541718A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 用图版解释油井含水率的方法 |
CN103541718B (zh) * | 2012-07-11 | 2016-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 用图版解释油井含水率的方法 |
CN108827999A (zh) * | 2018-06-25 | 2018-11-16 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 低孔渗砂岩储层可动油比例以及可动油资源量的评价方法 |
RU2823957C1 (ru) * | 2024-03-13 | 2024-07-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти |
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 | |
Satter et al. | Practical enhanced reservoir engineering | |
US8738341B2 (en) | Method for reservoir characterization and monitoring including deep reading quad combo measurements | |
US9910938B2 (en) | Shale gas production forecasting | |
US7716028B2 (en) | Method for modeling a reservoir using a 3D wettability map generated from a wettability logging tool | |
MX2015004353A (es) | Saturacion de hidrocarburo a partir de registros de carbono organico derivados de espectroscopia nuclear inelastica y de captura. | |
Gherabati et al. | Assessment of hydrocarbon in place and recovery factors in the Eagle Ford Shale play | |
BRPI1010526B1 (pt) | Método para estimar propriedades de fluidos em formações rochosas, em locais geodésicos selecionados dentro de uma bacia geológica | |
US11346833B2 (en) | Reservoir fluid characterization system | |
Bera et al. | A comprehensive review on characterization and modeling of thick capillary transition zones in carbonate reservoirs | |
CN109509111A (zh) | 探井地层压力的预测方法及系统 | |
Aggoun et al. | Characterization of flow units in shaly sand reservoirs—Hassi R'mel Oil Rim, Algeria | |
US20140136172A1 (en) | Methods and systems of modeling hydrocarbon flow from layered shale formations | |
Hou et al. | Numerical simulation and evaluation of the fracturing and tight gas production with a new dimensionless fracture conductivity (f cd) model | |
Hou et al. | Regional evaluation method of ground stress in shale oil reservoirs-taking the Triassic Yanchang formation in northern Shaanxi area as an example | |
Alpak et al. | Numerical simulation of mud-filtrate invasion in horizontal wells and sensitivity analysis of array induction tools | |
CA2818464C (en) | Shale gas production forecasting | |
Borge | Fault controlled pressure modelling in sedimentary basins | |
RU2215873C1 (ru) | Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта | |
Allawi et al. | A novel semi-analytical model for pore volume compressibility in oil-bearing sandstone formations | |
CN105593702A (zh) | 通过整合地震方法与页岩源区带中的流体密度和压力估计资源密度的方法 | |
Schroeder et al. | Influence of Mud-Filtrate Invasion Effects on Pressure Gradients Estimated From Wireline Formation Tester Measurements | |
Khan et al. | Vertical transmissibility assessment from pressure transient analysis with integration of core data and its impact on water and miscible water-alternative-gas injections | |
Bilardo et al. | Formation water saturation from drilling fluid filtrate invasion: comparison of displacement modelling and induction well log response | |
Tavaf et al. | Using petrophysical and geomechanical modeling of reservoir rock in well completion |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060312 |