RU2265868C2

RU2265868C2 - Mode of determination of the character of saturation of plast- collectors

Info

Publication number: RU2265868C2
Application number: RU2004102611/28A
Authority: RU
Inventors: нов А.К. Тро (RU); А.К. Троянов; Ю.Г. Астраханцев (RU); Ю.Г. Астраханцев; В.И. Уткин (RU); В.И. Уткин
Original assignee: Институт геофизики Уральского отделения Российской академии наук (РАН)
Priority date: 2004-01-29
Filing date: 2004-01-29
Publication date: 2005-12-10
Also published as: RU2004102611A

Abstract

FIELD: the invention refers to geophysical methods of researching of oil wells and designed for evaluation of dominant saturation of a collector with oil or water.

SUBSTANCE: measurements of natural geo acoustic signals are determined along the axle of a well cased with a column in three or more given ranges of frequencies. The value of the terms ratio of amplitudes of signals registered in each given frequency range is determined in relation to the amplitude of the signal registered in the range of the least frequencies. The character of saturation of the plast-collectors is determined is evaluated according to an established value of relation of the amplitudes of signals registered in ranges of frequencies to the signals of the low-frequency range, equal 0,8. The exceeding of this value indicates on the dominant saturation of the plast-collector with oil.

EFFECT: increases efficiency of determination of the character of saturation of collectors in wells cased with tubes.

1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к области геофизики, в частности к геофизическим методам исследования скважин, и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов, включающем оценку насыщенности продуктивных коллекторов, обнаружение обводненных пластов и определение текущего положения водонефтяных контактов в процессе эксплуатации месторождения.The present invention relates to the field of geophysics, in particular to geophysical methods for researching wells, and can be used to control the development of hydrocarbon deposits, including assessing the saturation of productive reservoirs, detecting water-saturated formations and determining the current position of oil-water contacts during field operation.

Известен способ определения характера насыщения коллекторов в скважинах, основанный на применении электрического каротажа [1]. Основным недостатком этого метода является невозможность проведения исследований через стальную обсадную колонну, которая устанавливается в эксплуатационной скважине.A known method for determining the nature of the saturation of reservoirs in wells, based on the use of electric logging [1]. The main disadvantage of this method is the inability to conduct research through a steel casing, which is installed in a production well.

Известен способ определения характера насыщенности пластов (вода-нефть) в скважинах, основанный на применении нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам [2]. Этот метод очень чувствителен к хлоросодержанию среды и эффективно используется для определения воды и нефти в коллекторах в тех случаях, когда пластовые воды отличаются высоким содержанием солей хлора.There is a method of determining the nature of the saturation of formations (water-oil) in wells, based on the use of neutron-neutron logging by thermal neutrons [2]. This method is very sensitive to the chlorine content of the medium and is effectively used to determine water and oil in reservoirs in cases where formation water is characterized by a high content of chlorine salts.

Основной недостаток этого метода заключается в следующем. С уменьшением минерализации пластовой или закачиваемой в пласт воды возможность определения характера насыщенности пласта данным методом резко ограничивается и при минерализации воды < 25 г NaCl на 1 л эта задача практически не решается.The main disadvantage of this method is as follows. With a decrease in the salinity of the formation or water injected into the formation, the possibility of determining the nature of formation saturation by this method is sharply limited, and with water mineralization <25 g of NaCl per 1 liter, this problem is practically not solved.

Наиболее близким к предлагаемому способу определения характера насыщения коллекторов в скважинах является способ, основанный на применении широкополосного волнового акустического каротажа [3]. Использование данного способа требует повторных акустических исследований обсаженных стальными колоннами скважин, что не всегда возможно в условиях эксплуатации месторождения. Кроме того, в условиях плохого качества цементирования скважины или в случае сложного строения коллектора возникает проблема неоднозначности при интерпретации данных этого метода.Closest to the proposed method for determining the nature of the saturation of reservoirs in wells is a method based on the use of broadband wave acoustic logging [3]. The use of this method requires repeated acoustic studies of wells cased by steel columns, which is not always possible under field conditions. In addition, in conditions of poor quality of well cementing or in the case of a complex reservoir structure, the problem of ambiguity arises when interpreting the data of this method.

Целью предлагаемого изобретения является повышение оперативности определения характера насыщения коллекторов в обсаженных трубами скважинах.The aim of the invention is to increase the efficiency of determining the nature of saturation of reservoirs in cased wells.

От известных способов определения характера насыщенности коллекторов в скважинах предлагаемый способ отличается тем, что проводят измерения естественных геоакустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины в трех или более заданных диапазонах частот, определяют величины отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в каждом заданном частотном диапазоне к амплитуде сигнала, зарегистрированного в диапазоне наименьших частот, оценивают характер насыщенности пластов-коллекторов по экспериментально установленной величине отношений амплитуд сигналов, зарегистрированных в диапазонах высоких частот, к сигналам низкочастотного диапазона, равной 0,8, превышение которой указывает на преобладающую насыщенность пласта-коллектора нефтью.The proposed method differs from the known methods for determining the nature of reservoir saturation in wells in that they measure natural geoacoustic signals along the axis of the cased-hole casing in three or more predetermined frequency ranges, determine the magnitudes of the amplitudes of the signals recorded in each given frequency range to the amplitude of the signal recorded in the range of the lowest frequencies, the nature of the saturation of reservoirs is estimated from the experimentally established values no relationship signal amplitudes for the high frequency bands to the low frequency band signals equal to 0.8, the excess of which indicates the saturation of the prevailing reservoir oil.

Предлагаемый способ определения характера насыщенности коллекторов в скважинах основывается на следующих физических факторах.The proposed method for determining the nature of reservoir saturation in wells is based on the following physical factors.

Каждая из компонент, заполняющих твердый скелет породы (нефть с газовым фактором, вода), может быть источником акустических колебаний. Насыщающие пласт вода и нефть с газовым фактором генерируют акустические колебания, когда возникает дегазация нефти и фильтрационный поток становится неустойчивым, с пульсациями скорости и давления, что соответствует переходу числа Рейнольдса через критическое значение.Each of the components filling the solid rock skeleton (oil with a gas factor, water) can be a source of acoustic vibrations. Water and oil with a gas factor saturating the formation generate acoustic vibrations when oil degassing occurs and the filtration stream becomes unstable, with fluctuations in velocity and pressure, which corresponds to the transition of the Reynolds number through a critical value.

При числах Рейнольдса, превышающих критические значения, движение быстро приобретает сложный характер со все меньшими масштабами турбулентности. Чем меньше масштаб движений (расстояние, на котором заметно меняется скорость пульсаций), тем больше градиенты скорости и тем сильнее они тормозятся вязкостью. По мере возрастания числа Рейнольдса сначала появляются крупномасштабные пульсации с наибольшими амплитудами, затем их масштаб уменьшается. Скорость крупномасштабных пульсаций сравнима с изменением средней скорости (ΔV) на протяжении (l) основного масштаба турбулентности. Частоты этих пульсаций имеют порядок V/l. Мелкомасштабные пульсации, соответствующие большим частотам, имеют значительно меньшие амплитуды. Верхний порог их частотного спектра определяется частотамиWith Reynolds numbers exceeding critical values, the movement quickly becomes complex in nature with ever smaller turbulence scales. The smaller the scale of the movements (the distance at which the ripple velocity changes markedly), the greater the velocity gradients and the more they are inhibited by viscosity. As the Reynolds number increases, first large-scale pulsations with the largest amplitudes appear, then their scale decreases. The velocity of large-scale pulsations is comparable to the change in average velocity (ΔV) over the course of (l) the main turbulence scale. The frequencies of these pulsations are of the order of V / l. Small-scale pulsations corresponding to high frequencies have significantly lower amplitudes. The upper threshold of their frequency spectrum is determined by the frequencies

ω_o≈V/λ_o≈V/l Re^3/4 ω _o ≈V / λ _o ≈V / l Re ^3/4

где λ_o - внутренний масштаб турбулентности, который определяет порядок величины масштабов наиболее высокочастотных пульсаций в потоке.where λ _o - the internal scale of turbulence, which determines the order of magnitude of the scales of the most high-frequency pulsations in the stream.

Рассмотренные общие характеристики турбулентного потока раскрывают один из механизмов генерации акустических колебаний в околоскважинной среде.The general characteristics of turbulent flow considered above reveal one of the mechanisms for generating acoustic vibrations in a near-wellbore environment.

Другим источником, порождающим упругие колебания (особенно в высокочастотной части акустических сигналов), может быть неравновесный процесс разгазирования нефти. Известно, если пластовое давление совпадает с давлением насыщения флюида газом, то жидкость находится в насыщенном состоянии. Движение газожидкостных систем в пористой среде сопровождается фазовыми переходами, которые влияют на характеристики фильтрации. Фазовые переходы происходят при изменении давления. Движение выделенного объема жидкости в пористой среде связано с изменением давления в нем и, соответственно, выделением газа из жидкости. Темп изменения давления, а значит и темп выделения газа, зависят от скорости движения в коллекторе. Давление может изменяться также в каждой точке во времени. Процесс фазовых превращений можно считать равновесным, если dP/dt≈0. При больших значениях dP/dt - процесс неравновесный, и количество новой фазы определяется не только величиной давления, но и скоростью его изменения. В процессе дегазации выделяют докавитационный (пульсация пузырьков преимущественно без схлопывания) и кавитационный режимы и этот процесс происходит вплоть до установления нового равновесного состояния. Большую роль играет разность пластового давления и давления насыщения. Эта разность может быть такова, что дегазация в нефти будет происходить при слабой интенсивности сторонних воздействий, например микродеформациях толщи осадочных пород.Another source generating elastic vibrations (especially in the high-frequency part of acoustic signals) may be the nonequilibrium process of oil degassing. It is known that if the reservoir pressure coincides with the saturation pressure of the fluid with gas, then the fluid is in a saturated state. The movement of gas-liquid systems in a porous medium is accompanied by phase transitions that affect the filtration characteristics. Phase transitions occur when pressure changes. The movement of the selected volume of liquid in a porous medium is associated with a change in pressure in it and, accordingly, gas evolution from the liquid. The rate of change in pressure, and hence the rate of gas evolution, depends on the speed of movement in the reservoir. Pressure can also vary at every point in time. The process of phase transformations can be considered equilibrium if dP / dt≈0. For large values of dP / dt, the process is nonequilibrium, and the amount of the new phase is determined not only by the pressure, but also by the rate of its change. In the process of degassing, pre-cavitation (pulsation of bubbles mainly without collapse) and cavitation regimes are distinguished and this process occurs until a new equilibrium state is established. The difference in reservoir pressure and saturation pressure plays a large role. This difference may be such that degassing in oil will occur at a low intensity of external influences, for example, microstrains of sedimentary rock strata.

Таким образом, рассмотренные выше процессы имеют нестационарный колебательный характер и могут рассматриваться в качестве физической предпосылки для определения по естественным геоакустическим сигналам характера насыщенности пластов-коллекторов.Thus, the processes considered above have an unsteady oscillatory character and can be considered as a physical prerequisite for determining the nature of the saturation of reservoir formations by natural geoacoustic signals.

Согласно проведенным лабораторным и экспериментальным исследованиям в скважинах установлено, что амплитудно-частотные спектры геоакустических сигналов в диапазоне частот 0,1-5 кГц для пластов, насыщенных нефтью или водой, отличаются друг от друга.According to laboratory and experimental studies in wells, it was found that the amplitude-frequency spectra of geoacoustic signals in the frequency range 0.1-5 kHz for reservoirs saturated with oil or water differ from each other.

В используемой аппаратуре имеется 4 канала, полосы частот которых соответствуют акустическим сигналам от водонасыщенного и нефтяного с газовым фактором пластов. Диапазон регистрируемых микровибраций среды, возникающих при движении воды и нефти с газовым фактором, изменяется от 0,1 до 5 мм/с² и выше.In the equipment used there are 4 channels, the frequency bands of which correspond to acoustic signals from water-saturated and oil with gas factor layers. The range of recorded microvibrations of the medium arising from the movement of water and oil with a gas factor varies from 0.1 to 5 mm / s ² and above.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

В скважине размещают приемник геоакустических сигналов. Производится регистрация геоакустических сигналов на трех или более выбранных диапазонах частот. Измерения на указанной глубине производятся в течение определенного интервала времени, после чего приемник геоакустических сигналов перемещается вверх или вниз по стволу скважины на расстояние, обусловленное особенностями строения вскрытого скважиной геологического разреза.A geoacoustic signal receiver is placed in the well. Geoacoustic signals are recorded on three or more selected frequency ranges. Measurements at the indicated depth are made over a certain time interval, after which the receiver of geoacoustic signals moves up or down the wellbore to a distance due to the structural features of the opened geological section.

Для определения характера насыщенности пласта-коллектора берется отношение сигналов каждого из заданных диапазонов частот к сигналу наименьших из выбранных частот. Эти отношения строятся в виде графиков и отражают характер насыщенности исследуемого пласта. При повторных измерениях оценивается динамическая активность происходящих в пласте процессов.To determine the nature of the saturation of the reservoir, the ratio of the signals of each of the specified frequency ranges to the signal of the lowest of the selected frequencies is taken. These relationships are built in the form of graphs and reflect the nature of the saturation of the studied formation. With repeated measurements, the dynamic activity of the processes occurring in the formation is evaluated.

На чертеже приведены результаты определения характера насыщенности пластов-коллекторов в скважине Барсуковского нефтяного месторождения (Западная Сибирь, ЯНАО). Нефтяной (а) и водоносный (б) пласты в интервалах глубин 1741-1745 м и 1752-1757 м соответственно выделяются аномалиями геоакустических сигналов низкочастотного диапазона (кривая 1). В полосах высоких частот нефтяной пласт отмечается более интенсивными аномалиями (кривые 2 и 3), чем водонасыщенный.The drawing shows the results of determining the nature of the saturation of reservoirs in the well of the Barsukovsky oil field (Western Siberia, Yamalo-Nenets Autonomous Area). The oil (a) and aquifer (b) strata in the intervals of depths of 1741-1745 m and 1752-1757 m, respectively, are distinguished by anomalies of geoacoustic signals in the low-frequency range (curve 1). In the high frequency bands, the oil reservoir is marked by more intense anomalies (curves 2 and 3) than water-saturated.

Кривые 4, 5 характеризуют величины отношений (параметр N) амплитуд сигналов, зарегистрированных в диапазонах высоких частот к сигналам низкочастотного диапазона.Curves 4, 5 characterize the magnitude of the ratio (parameter N) of the amplitudes of the signals recorded in the high frequency ranges to the low-frequency range signals.

Экспериментально установлено, что существует граничное значение параметра N, равное 0,8, превышение которого (на кривой 4 показано штриховкой) указывает на преобладающую насыщенность пласта-коллектора нефтью. Для водонасыщенного пласта параметр N минимальный.It was experimentally established that there is a boundary value of the parameter N equal to 0.8, the excess of which (shown by hatching on curve 4) indicates the predominant saturation of the reservoir with oil. For a water-saturated formation, the parameter N is minimal.

Высокочастотная аномалия в интервале водонасыщенного пласта (кривая 2) обусловлена общим подъемом амплитуд сигналов во всей полосе частот за счет интенсивного увеличения низкочастотной области амплитудно-частотного спектра.The high-frequency anomaly in the interval of the water-saturated formation (curve 2) is due to a general increase in the signal amplitudes in the entire frequency band due to the intensive increase in the low-frequency region of the amplitude-frequency spectrum.

В практическом плане определение характера насыщенности не вскрытых перфорацией пластов-коллекторов позволяет выявлять текущее положение водонефтяного контакта, контролировать процессы обводнения продуктивных толщ и учитывать их при разработке нефтяных месторождений.In practical terms, determining the nature of the saturation of reservoir layers that were not opened by perforation makes it possible to identify the current position of the oil-water contact, control the watering of productive strata and take them into account when developing oil fields.

Источники информацииSources of information

1. Дахнов В.Г. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности. Из-во «Недра», М., 1975 г., глава VII, с.241-292.1. Dakhnov V.G. Geophysical methods for determining reservoir properties and oil and gas saturation. Because of "Nedra", M., 1975, chapter VII, p.241-292.

2. Мухер А.А. Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин. Из-во «Недра», М., 1981 г., глава III, с.72-73.2. Mukher A.A. Shakirov A.F. Geophysical and direct methods of well research. Because of "Nedra", M., 1981, chapter III, pp. 72-73.

3. Поляков Е.Е., Фельдцман А.Я. и др. Применение широкополосного волнового акустического каротажа для определения характера насыщения и ФЕС коллекторов через колонну. НТВ «Каротажник», вып.33, Тверь, 1997 г., с.33-35 (прототип).3. Polyakov EE, Feltschman A.Ya. and others. The use of broadband wave acoustic logging to determine the nature of saturation and reservoir properties through the column. NTV “Logger”, issue 33, Tver, 1997, p.33-35 (prototype).

Claims

A method for determining the nature of the saturation of reservoirs, based on the measurement of the natural acoustic field, characterized in that they measure natural geoacoustic signals along the axis of the cased-hole casing in three or more specified frequency ranges, determine the magnitude of the ratio of the amplitudes of the signals recorded in each given frequency range to the amplitude of the signal recorded in the lowest frequency range, evaluate the nature of the saturation of reservoirs from experimental the established value of the ratio of the amplitudes of the signals recorded in the high-frequency ranges to the low-frequency signals of 0.8, the excess of which indicates the predominant saturation of the reservoir oil.