RU2414595C1 - Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта - Google Patents

Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2414595C1
RU2414595C1 RU2009149026/03A RU2009149026A RU2414595C1 RU 2414595 C1 RU2414595 C1 RU 2414595C1 RU 2009149026/03 A RU2009149026/03 A RU 2009149026/03A RU 2009149026 A RU2009149026 A RU 2009149026A RU 2414595 C1 RU2414595 C1 RU 2414595C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
temperature
well
logging
attenuation
Prior art date
Application number
RU2009149026/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Марван Чарара (FR)
Марван Чарара
Антон Владимирович Паршин (RU)
Антон Владимирович ПАРШИН
Евгений Николаевич Дышлюк (RU)
Евгений Николаевич Дышлюк
Олег Михайлович Зозуля (RU)
Олег Михайлович ЗОЗУЛЯ
Сергей Сергеевич Сафонов (RU)
Сергей Сергеевич САФОНОВ
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2009149026/03A priority Critical patent/RU2414595C1/ru
Priority to CA2726526A priority patent/CA2726526C/en
Priority to US12/981,081 priority patent/US8607628B2/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2414595C1 publication Critical patent/RU2414595C1/ru

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48Processing data
    • G01V1/50Analysing data

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин (ГИС), а именно к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного каротажа при температурном воздействии на пласт. Техническим результатом изобретения является повышение информативности методов ГИС, расширение технологических и функциональных возможностей аппаратуры ГИС. Для этого размещают в скважине комплексный скважинный прибор, содержащий устройство для температурного воздействия на пласт и два идентичных зонда для акустического каротажа. При этом зонды акустического каротажа расположены симметрично по высоте прибора относительно устройства для температурного воздействия на пласт. В процессе перемещения прибора по скважине осуществляют температурное воздействие на пласт и одновременно проводят непрерывный акустический каротаж скважины и измеряют температуру пласта, а также скорость и затухание волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом. По полученным зависимостям скорости и затухания волн Стоунли от температуры определяют относительные фазовые проницаемости пласта. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин (ГИС), а именно к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного каротажа при температурном воздействии на пласт.
Сущность методов ГИС состоит в измерении вдоль ствола скважины некоторой величины, характеризующей одно или совокупность физических свойств горных пород, пересеченных скважинами, в термобарических условиях, определяемых глубиной залегания горных пород и различными геолого-технологическими условиями.
К настоящему времени известны более 50 методов ГИС и их модификаций. К недостаткам известных способов можно отнести тот факт, что замеры физических величин на определенной глубине залегания горных пород проводятся при определенных и не изменяемых в процессе каротажа термобарических условиях.
Из уровня техники известны способы определения свойств горных пород при тепловом воздействии на пласт. Так, в авторском свидетельстве СССР №1125519 описан способ определения продуктивных пластов, в соответствии с которым осуществляют тепловое воздействие на залежь и проводят ядерно-магнитный или акустический каротаж до и после начала теплового воздействия. Измеряют индекс свободного флюида, время продольной релаксации и пористость, на основе которых оценивают коэффициент извлечения нефти. При этом тепловой режим пласта устанавливается путем закачки теплового агента или путем создания внутрипластового горения.
Наиболее близким к предлагаемому является способ определения параметров пласта, описанный в патенте США №6,755,246, в соответствии с которым осуществляют пассивный или активный нагрев пласта с целью повышения температуры флюидов в пласте, за счет чего измеряется время релаксации Т2 при измерении спинового эха, которое используется для выявления и количественного выражения насыщения тяжелой нефтью. К недостаткам данного способа относится то, что он осуществляется посредством «каротаж-воздействие-каротаж», что существенно увеличивает время проведения ГИС.
Один из недостатков метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) состоит в том, что постоянная времени спада в некоторых формациях, например в низкопроницаемых песчаниках, очень невелика, что не позволяет измерить сигналы. Главной проблемой, связывающей время релаксации с проницаемостью пласта, является то, что поры, исследованные методом ЯМР, не обязательно должны быть гидравлически связаны между собой. Следовательно, непроницаемая среда, в состав которой входят отдельные пустоты, может дать такой же график затухания T1, как и проницаемая горная порода, включающая в себя соединенные поры.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении информативности методов ГИС, расширении технологических и функциональных возможностей аппаратуры ГИС.
Указанный технический результат достигается посредством размещения в скважине комплексного скважинного прибора, содержащего устройство для температурного воздействия на пласт и два идентичных зонда для акустического каротажа, расположенных симметрично по высоте скважинного прибора относительно устройства для температурного воздействия на пласт, осуществления температурного воздействия на пласт в процессе перемещения прибора и одновременного проведения непрерывного акустического каротажа скважины и измерения температуры пласта, а также скорости и затухания волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом. Относительные фазовые проницаемости пласта определяют на основе полученных зависимостей скорости и затухания волн Стоунли от температуры пласта.
Температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его нагрева или охлаждения. Нагрев может быть осуществлен посредством скважиного нагревателя. Может быть использован любой вид каротажа, например акустический каротаж, электрокаротаж и др. Определяемыми свойствами нефтяного пласта являются относительные фазовые проницаемости пласта, и/или вязкость насыщающего флюида, и/или энергия активации вязкого течения. Комплексный скважинный прибор может содержать по меньшей мере одно дополнительное устройство для температурного воздействия на пласт и по меньшей мере один дополнительный каротажный зонд, установленные поочередно и расположенные таким образом, что каждое дополнительное устройство для температурного воздействия на пласт размещено между двумя идентичными каротажными зондами. При необходимости может быть проведен по меньшей мере один повторный каротаж скважины.
Изобретение поясняется чертежом, где показан пример реализации заявленного способа.
Способ определения параметров продуктивных пластов в соответствии с настоящим изобретением осуществляют следующим образом.
В скважину 1 любым доступным способом доставляют комплексный скважинный прибор 2, содержащий одно или более устройств 3 для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива, а также два или более одинаковых каротажных зонда 4, расположенных симметрично по высоте прибора 2 относительно устройства 3 для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива, и проводят каротаж скважины прибором 2. Каротаж проводят непрерывно при движении прибора вверх по скважине. Одновременно в процессе движения осуществляют температурное воздействие на исследуемый участок и измерение его температуры.
После этого проводят по меньшей мере один повторный каротаж, причем при каждой операции спуска/подъема измеряют температуру пласта.
Строят кривые зависимостей измеряемого параметра, например в случае акустического каротажа, скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом, от температуры и по полученным зависимостям судят о параметрах пласта.
Определяемыми свойствами продуктивного пласта могут быть относительные фазовые проницаемости, вязкость насыщающего флюида и энергия активации вязкого течения.
В качестве конкретного примера осуществления способа показано применение акустического каротажа на основе измерения температурных зависимостей дисперсионных кривых для волны Стоунли. Пример изобретения основан на том, что в проницаемых формациях амплитуды волн Стоунли испытывают частотно-зависимое затухание, вызываемое движением флюида. Степень неэластичного затухания пропорциональна мобильности флюида в формации. Анализ волн Стоунли, полученных при различных температурных условиях, служит индикатором проницаемости проницаемой формации, а также вязкости насыщающего флюида.
В скважину любым доступным способом доставляют комплексный скважинный прибор, содержащий устройство для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива, обеспечивающего изменение его температуры, а также два идентичных зонда для акустического каротажа, расположенных симметрично относительно устройства для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива. Проводят каротаж скважины непрерывно при движении прибора вверх по скважине и осуществляют при этом температурное воздействие на пласт, приводящее к изменению его температуры. Температурное воздействие на пласт может осуществляться посредством его нагрева или посредством его охлаждения. Нагрев пласта может быть осуществлен при помощи локального скважинного нагревателя. Проводятся замеры скоростей и затухания волн Стоунли при работающем локальном нагревателе для изменения температуры участка исследуемого горного массива, а также измерения температуры пласта. Симметричное расположение зондов для акустического каротажа относительно скважинного нагревателя позволяет осуществлять замеры скоростей и затухания волн Стоунли до, во время и после воздействия нагревателя на исследуемый участок. Рассмотрим твердую пористую формацию, в которой пробурена скважина. Поровое пространство и скважина заполнены вязкой двухфазной жидкостью. Одними из информационных параметров, определяемых методами акустического каротажа, являются скорость и затухание волны Стоунли.
Скорость волны Стоунли Vt в такой скважине определяется выражением:
Figure 00000001
где ω - циклическая частота, ρƒ, ηƒ, Kƒ - плотность, вязкость и модуль всестороннего сжатия поровой жидкости; К, G, k0 - модуль всестороннего сжатия, модуль сдвига и абсолютная проницаемость формации, ϕ - пористость формации, а - радиус скважины; Е(х)=хК1(х)/К2(х), здесь К0,1(x) - функции Кельвина; D - коэффициент диффузии для волны Био второго рода:
Figure 00000002
поправкой ξ для жестких формаций (K+(4/3)G>>Kƒ) можно пренебречь. Здесь введены вязкости η1,2 и относительные фазовые проницаемости k1,2 для жидких фаз, заполняющих поровое пространство.
Скорость волны Стоули, определяемая выражением (1), является коплексной величиной, для получения фазовой скорости сt и коэффициента затухания α необходимо выделить действительную и мнимую части этого выражения:
Figure 00000003
Измеряя частотную зависимость фазовой скорости сt(ω) или затухания α(ω) волны Стоунли для различных температур и используя метод нелинейной симплексной аппроксимации для модели (1), можно определить температурную зависимость для коэффициента диффузии D(T). Единственными температурно-зависимыми величинами, входящими в выражение (2), определяющее коэффициент диффузии D, являются вязкости жидких фаз, заполняющих пористую средую. Зависимость вязкости жидких фаз от температуры можно, с хорошей точностью, аппроксимировать законом Аррениуса:
Figure 00000004
где W1,2 - энергии активации вязкого течения, Т - абсолютная температура, R - универсальная газовая постоянная. Если энергии активации W1,2 различны, то вклады жидкостей в коэффициент дифузии будут изменяться с изменением температуры. При известных значениях пористости ϕ и абсолютной проницаемости k0 это позволяет использовать систему из двух линейных уравнений вида (2), записанных для двух различных температур формации, для определения неизвестных значений относительных фазовых проницаемостей k1,2.
Решение этой системы имеет вид:
Figure 00000005
где верхние индексы 'b' и 'е' обозначают начальную и конечную температуры, соответственно, детерминант системы равен:
Figure 00000006
Эта система уравнений будет обусловлена тем лучше (и соответственно меньше будет ошибка при обработке экспериментальных данных), чем больше величина разности значений энергии активации жидких фаз ΔW=W2-W1, а именно, когда выполняется условие:
Figure 00000007
Предполагая, что поровая жидкость представляет собой смесь воды и нефти, определим, насколько энергия активации для нефти должна быть больше энергии активации для воды при нагревании поровой жидкости на 30°С. Полагая, что температура формации равна 330К, получаем значение ΔW=30 КДж/моль. Для воды энергия активации равна W1=19.3 КДж/моль, следовательно, предлагаемая методика будет хорошо работать для месторождений нефтей, для которых энергия активации имеет значения, сравнимые с 50 КДж/моль, - это как правило характерно для месторождения вязких или тяжелых нефтей.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерение колебаний скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом, относительно соответствующего изменения температуры, создаваемого за счет работы локального скважинного нагревателя. В предпочтительном варианте реализации изобретения один и/или более нагревателей размещаются между двумя и/или более идентичными акустическими зондами, за счет чего измерения проводятся как минимум два раза - одним зондом до нагрева, а другим во время нагрева. Далее проводится анализ измеренных параметров, соотвествующих различным температурам исследуемого участка горного массива между различными парами акустических зондов. В результате по установленным зависимостям скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом, от температуры, а также по зависимостям вязкости насыщающего флюида от температуры и по полученным зависимостям могут быть определены относительные фазовые проницаемости, вязкость насыщающих флюидов и энергия активации вязкого течения.

Claims (5)

1. Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта, в соответствии с которым в скважине размещают комплексный скважинный прибор, содержащий устройство для температурного воздействия на пласт и два идентичных зонда для акустического каротажа, расположенных симметрично по высоте прибора относительно устройства для температурного воздействия на пласт, в процессе перемещения прибора по скважине осуществляют температурное воздействие на пласт, одновременно проводят непрерывный акустический каротаж скважины и измеряют температуру пласта, а также скорость и затухание волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом, и по полученным зависимостям скорости и затухания волн Стоунли от температуры определяют относительные фазовые проницаемости пласта.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его нагрева.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его охлаждения.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что нагрев осуществляют посредством скважинного нагревателя.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважинный прибор содержит по меньшей мере одно дополнительное устройство для температурного воздействия на пласт и по меньшей мере один идентичный дополнительный зонд для акустического каротажа, установленные поочередно и расположенные таким образом, что каждое дополнительное устройство для температурного воздействия на пласт размещено между двумя идентичными каротажными зондами.
RU2009149026/03A 2009-12-30 2009-12-30 Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта RU2414595C1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009149026/03A RU2414595C1 (ru) 2009-12-30 2009-12-30 Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта
CA2726526A CA2726526C (en) 2009-12-30 2010-12-29 Method for determining properties of a formation
US12/981,081 US8607628B2 (en) 2009-12-30 2010-12-29 Method for a formation properties determination

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009149026/03A RU2414595C1 (ru) 2009-12-30 2009-12-30 Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2414595C1 true RU2414595C1 (ru) 2011-03-20

Family

ID=44053733

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009149026/03A RU2414595C1 (ru) 2009-12-30 2009-12-30 Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта

Country Status (3)

Country Link
US (1) US8607628B2 (ru)
CA (1) CA2726526C (ru)
RU (1) RU2414595C1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2468198C1 (ru) * 2011-06-23 2012-11-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения свойств продуктивного пласта
US9494705B2 (en) 2012-08-13 2016-11-15 Schlumberger Technology Corporation Cased-hole radial profiling of shear parameters from sonic measurements
US9175546B2 (en) * 2012-12-10 2015-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Formation thermal measurement apparatus, methods, and systems
US9097819B2 (en) * 2012-12-13 2015-08-04 Schlumberger Technology Corporation Thermoelastic logging
US9835609B2 (en) * 2015-03-25 2017-12-05 Chevron U.S.A. Inc. System and method for determining fluid viscosity of a fluid in a rock formation
CN111535796A (zh) * 2020-04-17 2020-08-14 中海油田服务股份有限公司 一种测井参数的获取方法和装置

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3807227A (en) 1972-07-17 1974-04-30 Texaco Inc Methods for thermal well logging
US3892128A (en) 1972-07-17 1975-07-01 Texaco Inc Methods for thermal well logging
US3864969A (en) 1973-08-06 1975-02-11 Texaco Inc Station measurements of earth formation thermal conductivity
GB2071319B (en) 1980-03-04 1983-10-05 Euratom Probe for determination of thermal conductivity
US4343181A (en) 1980-03-11 1982-08-10 The United Stated Of America As Represented By The United States Department Of Energy Method for determining thermal conductivity and thermal capacity per unit volume of earth in situ
SU1125519A1 (ru) 1982-12-29 1984-11-23 Южное Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Геофизических Методов Разведки Способ исследовани продуктивных пластов при тепловом воздействии на залежь
US4644283A (en) 1984-03-19 1987-02-17 Shell Oil Company In-situ method for determining pore size distribution, capillary pressure and permeability
US4575260A (en) 1984-05-10 1986-03-11 Halliburton Company Thermal conductivity probe for fluid identification
US4813028A (en) * 1987-07-07 1989-03-14 Schlumberger Technology Corporation Acoustic well logging method and apparatus
US4855912A (en) 1988-02-08 1989-08-08 Schlumberger Technology Corp. Method and apparatus for measurement of the thermal behavior of porous media
US5852587A (en) * 1988-12-22 1998-12-22 Schlumberger Technology Corporation Method of and apparatus for sonic logging while drilling a borehole traversing an earth formation
RU2132560C1 (ru) 1997-03-24 1999-06-27 Халилов Вячеслав Шамильевич Способ оценки проницаемости горных пород
RU2136880C1 (ru) 1997-12-15 1999-09-10 Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики Способ исследования скважин
RU2194855C1 (ru) 2001-07-26 2002-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" Способ исследования скважин
WO2003016826A2 (en) * 2001-08-17 2003-02-27 Baker Hughes Incorporated In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation
NZ532089A (en) * 2001-10-24 2005-09-30 Shell Int Research Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation
US8122951B2 (en) 2005-02-28 2012-02-28 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of downhole thermal property measurement

Also Published As

Publication number Publication date
US20110154895A1 (en) 2011-06-30
CA2726526C (en) 2014-05-27
US8607628B2 (en) 2013-12-17
CA2726526A1 (en) 2011-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
He et al. A new method to determine Biot's coefficients of Bakken samples
Bryan et al. Oil-viscosity predictions from low-field NMR measurements
Batzle et al. Fluid mobility and frequency-dependent seismic velocity—Direct measurements
Al-Mahrooqi et al. An investigation of the effect of wettability on NMR characteristics of sandstone rock and fluid systems
Nelson An experimental study of fracture permeability in porous rock
RU2414595C1 (ru) Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта
US6933719B2 (en) Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR
US8384379B2 (en) Non-destructive determination of the pore size distribution and the distribution of fluid flow velocities
US20090272531A1 (en) Hydrocarbon recovery testing method
RU2479716C2 (ru) Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа
CN1407351A (zh) 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用
Bryan et al. Viscosity determination of heavy oil and bitumen using NMR relaxometry
Ling et al. Comparisons of Biot's coefficients of bakken core Samples measured by three methods
Wang et al. Laboratory investigation of hydraulic fracture propagation using real-time ultrasonic measurement in shale formations with random natural fractures
RU2468198C1 (ru) Способ определения свойств продуктивного пласта
Bryan et al. In situ viscosity of oil sands using low field NMR
Tutuncu et al. Coupling geomechanics and petrophysical measurements for production enhancement in organic-rich shales
CN116738794A (zh) 孔裂隙介质的岩石物理数值模拟方法、装置、设备及介质
Dang et al. Study of drill cuttings porosity for formation evaluation
Ghimire et al. Modeling formation resistivity changes due to invasion and deformation during initial leak-off test build-up
Gutierrez et al. Use of the Biot-Gassmann Equation in Modeling of the Seismic Velocity Changes During Supercritical CO2 Injection in Sandstone
AU2004258093B2 (en) Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR
EP2096468A1 (en) Non-destructive determination of the pore size distribution and the distribution of fluid flow velocities
Mews et al. Experimental study of seismic dispersion: influence of clay mineral content
Szabó et al. Nonlinear regression model for permeability estimation based on acoustic well-logging measurements

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191231