RU2236030C1 - Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве - Google Patents
Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве Download PDFInfo
- Publication number
- RU2236030C1 RU2236030C1 RU2003126920/28A RU2003126920A RU2236030C1 RU 2236030 C1 RU2236030 C1 RU 2236030C1 RU 2003126920/28 A RU2003126920/28 A RU 2003126920/28A RU 2003126920 A RU2003126920 A RU 2003126920A RU 2236030 C1 RU2236030 C1 RU 2236030C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- spectral
- seismic
- time
- data
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: в нефтяной геологии для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых объектах с пористыми коллекторами. Способ включает проведение детальных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии пористых коллекторов, их гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водно-нефтяного контакта и местоположении нефтяных полей. По данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры. По данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки и количественной оценки его результатов. Корреляция и построение эталонных корреляционных зависимостей спектрально-временных параметров по данным сейсморазведки в районе скважин с гидропроводностью пористых коллекторов гидропроводности и нефтепродуктивности по данным бурения испытания скважин. По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию в частотной и временной развертках с последующим пересчетом спектрально-временных параметров по эталонным корреляционным зависимостям в значения гидропроводности и нефтепродуктивности пористых коллекторов в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей. Технический результат состоит в повышении надежности и информативности полученных данных.
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, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.
Проводят сейсморазведочные работы, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин, изучение керна.
По совокупности данных бурения и геофизических исследований скважин (ГИС) по известным критериям судят о наличии пористых коллекторов, их проницаемости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта (ВНК) и местоположении нефтяных полей.
По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели целевых отложений, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят спектрально-временной анализ (СВАН) и определяют модельные спектрально-временные образы (СВО) нефтепродуктивных пористых коллекторов.
По данным сейсморазведки в районе скважин определяют экспериментальные СВО нефтепродуктивных отложений на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи. Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО с использованием спектрально-временных параметров (СВП) в частотной и временной областях. Эти СВП представляют собой отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен. Модельные и экспериментальные сейсмические СВП взаимно коррелируются между собой, с гидропроводностью и нефтепродуктивностью пористых коллекторов по данным бурения и ГИС, с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК).
По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале сейсмической записи проводят СВАН с определением СВП по частоте и времени.
СВП пересчитываются в значения гидропроводности и нефтепродуктивности с использованием эталонных корреляционных зависимостей в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей.
Наиболее близким способом-прототипом является “Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта” (Арье А.Г., Копилевич Е.А., Славкин B.C., Патент №2098851, 1997); “Оценка гидропроводности и потенциальной производительности продуктивных пластов в межскважинном пространстве” (Славкин B.C., Арье А.Г., Копилевич Е.А., Геология нефти и газа, №7, М., 1997).
В этом способе-прототипе продуктивность определяется на основе средних постоянных значений радиуса поровых каналов для каждого типа геологического разреза, а также эффективной удельной емкости, равной произведению коэффициента пористости на эффективную толщину, и динамического коэффициента вязкости флюида в пластовых условиях.
Недостатком способа-прототипа является допущение о постоянстве радиуса поровых каналов в зонах развития определенного одного типа геологического разреза, которые (типы разреза), в свою очередь, выявляются и картируются на основе спектрально-временного анализа сейсмической записи, проэталонированного по данным бурения и ГИС (“Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивных типов геологического разреза” Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Славкин B.C., Мушин И.А., Шик Н.С. Патент №2183335, 2002).
В силу указанного недостатка способа-прототипа могут быть допущены ошибки при прогнозировании нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объекта.
Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности определения условий заложения новых разведочных и эксплуатационных скважин на основе не дискретного, осредненного, а непрерывного определения гидропроводности и нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве по сейсмическим профилям.
Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве включает проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна и испытание скважин.
По совокупности данных бурения на основе использования известных способов и критериев определяют эталонную гидропроводность и нефтепродуктивность пористых коллекторов, уровень ВНК и местоположение нефтяных полей.
По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют эталонные модельные СВО и их СВП.
По данным сейсморазведки на основе СВАН определяют эталонные экспериментальные СВО и их СВП в районе скважин.
Эталонные и модельные СВО и СВП должны быть одинаковыми с КВК>0,75, что свидетельствует об обоснованном и надежном определении СВО и СВП по данным сейсморазведки.
СВО представляют собой результаты СВАН целевого интервала временных разрезов по сейсмическим профилям в виде сван-колонки и ее частотного (по оси частот) и временного (по оси времен) энергетических спектров. СВП определяются по спектральным плотностям этих спектров по формулам
где Аi и Aj - амплитуды спектра на частотах fi, fj, f1 и f2 - начальная и конечная частоты спектра на уровне 0.1 от его максимума; - средняя частота спектра.
где Aк и Аr - амплитуды спектра по оси времен на t0=tK и tr, t1, t2 - начальное и конечное время спектра; - среднее значение времени.
Таким образом, для и определяются квадратом суммы амплитуд во временном интервале Δ t=t2-t1 на одной частоте, а для и определяются квадратом суммы амплитуд в частотном диапазоне Δ f=f2-f1 на одном времени.
СВП K1(f) и K2(t) могут быть изначально классифицированы по их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации (“Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных” Мушин И.А., Бродов Л.Ю, Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И., М.: Недра, 1990).
Структура СВП K1 такова, что главное его назначение состоит в выявлении и фиксации интегрального признака количества рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношений по динамической выразительности, т.е. форме сигнала, а следовательно, его спектра и СВП, как следствие структуры пустотного пространства или иначе - величины площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюида, что, как известно, характеризует проницаемость коллекторов и их гидропроводность. Структура симметричного K1(f) СВП К2(t) позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации, т.е. оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости и гидропроводности коллекторов по глубине.
Как известно, гидропроводность , где Кпр - коэффициент проницаемости, hэф - эффективная толщина пласта, μ - динамический коэффициент вязкости жидкости, в данном случае нефти, который определяется для месторождения в целом.
Таким образом, СВП K1 и К2 по физическому смыслу целиком определяются проницаемым объемом, т.е. K1, K2=f(Kпр×hэф), поскольку μ =const.
Теоретически установлено и экспериментально подтверждено, что максимальные КВК достигаются при корреляции СВП k1 и К2 с величинами Kпр×hэф, а не со средними или средневзвешенными значениями Кпр.
СВП k1 и К2 определяются по всем сейсмическим профилям исследуемой территории и затем по эмпирической зависимости K1, К2=f(Кпр×hэф) пересчитывается в значения гидропроводности .
Достигнутый объем информации позволяет достаточно объективно характеризовать пористые коллекторы по параметру гидропроводности во всех их точках, где проводились сейсморазведочные работы. Задача определения нефтепродуктивности пористых коллекторов (дебит флюида, приходящийся на единицу снижения пластового давления в скважинах) решается с помощью известной формулы Дюпюи, из которой следует, что искомый параметр Q0=0,366T/lg(L/r), где Т - гидропроводность, L - половина шага сетки эксплуатационных скважин; r - радиус скважин.
Если определение нефтепродуктивности производится на более ранней чем эксплуатационная стадии, используется эмпирическая зависимость Q0=f(T), которая в подавляющем большинстве случаев является линейной.
Таким образом, настоящее предложение позволяет определить по данным наземной сейсмической разведки нефтепродуктивность пористых коллекторов в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей непрерывно, количественно, с модельным обоснованием и увязкой с результатами скважинных исследований.
Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.
Claims (1)
- Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве на территории нефтяных полей, включающий проведение детальных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии пористых коллекторов, их гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта и местоположении нефтяных полей, отличающийся тем, что по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры, а по данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки и количественной оценки его результатов, определяемой отношением энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, с последующей взаимной корреляцией и построением эталонных корреляционных зависимостей спектрально-временных параметров по данным сейсморазведки в районе скважин с гидропроводностью пористых коллекторов по данным бурения, а также гидропроводности и нефтепродуктивности по данным бурения и испытания скважин, затем по всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию в частотной и временной развертках с последующим пересчетом спектрально-временных параметров по эталонным корреляционным зависимостям в значения гидропроводности и нефтепродуктивности пористых коллекторов в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003126920/28A RU2236030C1 (ru) | 2003-09-04 | 2003-09-04 | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003126920/28A RU2236030C1 (ru) | 2003-09-04 | 2003-09-04 | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2236030C1 true RU2236030C1 (ru) | 2004-09-10 |
RU2003126920A RU2003126920A (ru) | 2005-02-20 |
Family
ID=33434125
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003126920/28A RU2236030C1 (ru) | 2003-09-04 | 2003-09-04 | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2236030C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1294415C (zh) * | 2004-09-20 | 2007-01-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种用钻井液罐顶气组成气相色谱录井指导天然气勘探的方法 |
US8898018B2 (en) | 2007-03-06 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for hydrocarbon production |
WO2019219153A3 (en) * | 2018-05-13 | 2019-12-26 | Leonid Surguchev | Estimation of free water level and water-oil contact |
CN115078599A (zh) * | 2021-03-10 | 2022-09-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于原油全组分浓度的储层连通性评价方法 |
-
2003
- 2003-09-04 RU RU2003126920/28A patent/RU2236030C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1294415C (zh) * | 2004-09-20 | 2007-01-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种用钻井液罐顶气组成气相色谱录井指导天然气勘探的方法 |
US8898018B2 (en) | 2007-03-06 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for hydrocarbon production |
WO2019219153A3 (en) * | 2018-05-13 | 2019-12-26 | Leonid Surguchev | Estimation of free water level and water-oil contact |
CN115078599A (zh) * | 2021-03-10 | 2022-09-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于原油全组分浓度的储层连通性评价方法 |
CN115078599B (zh) * | 2021-03-10 | 2024-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于原油全组分浓度的储层连通性评价方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2003126920A (ru) | 2005-02-20 |
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 | |
CN1040364C (zh) | 采用统计校准技术导出地质特性的地震记录曲线分析方法 | |
XU et al. | Seismic identification of gas hydrate and its distribution in Shenhu Area, South China Sea | |
EA005692B1 (ru) | Зависящая от частоты обработка и интерпретация (fdpi) сейсмических данных для идентификации, изображения и мониторинга насыщенных флюидом подземных месторождений | |
RU2289829C1 (ru) | Способ геофизической разведки для выявления нефтегазовых объектов | |
RU2707311C1 (ru) | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах | |
RU2236030C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве | |
RU2253886C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
RU2344285C1 (ru) | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах | |
RU2259575C1 (ru) | Способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве | |
Taherdangkoo et al. | Fracture density estimation from well logs data using regression analysis: validation based on image logs (Case study: South West Iran) | |
RU2728119C1 (ru) | Способ определения распределения объемных долей флюидов по стволу скважины | |
RU2253885C1 (ru) | Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
CN112505761B (zh) | 一种储层含气性检测方法和装置 | |
CN112363219B (zh) | 一种碳酸盐岩剩余油气分布预测方法与装置 | |
RU2210094C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве | |
RU2225020C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве | |
RU2255358C1 (ru) | Способ геофизической разведки для выявления нефтегазопродуктивных типов геологического разреза в трехмерном межскважинном пространстве | |
RU2145101C1 (ru) | Способ оценки эксплуатационных свойств нефтегазовой залежи | |
RU2205434C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтегазопродуктивных типов геологического разреза переменной толщины | |
RU2255359C1 (ru) | Способ определения нефтегазопродуктивности трещинных глинистых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
RU2183335C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивных типов геологического разреза | |
RU2043495C1 (ru) | Способ определения нефтенасыщенности горных пород | |
RU2253884C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
Skvortsov et al. | New methodological approaches to assessment of oil resources in the Bazhenov Formation sediments |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180905 |