RU2437122C1

RU2437122C1 - Method of estimating plastic deformation coefficient of rocks

Info

Publication number: RU2437122C1
Application number: RU2010126691/28A
Authority: RU
Inventors: Борис Леонтьевич Александров (RU); Борис Леонтьевич Александров; Туган Даутханович Дахкильгов (RU); Туган Даутханович Дахкильгов; Муса Амазаевич Хасанов (RU); Муса Амазаевич Хасанов; Асламбек Синаевич Эльжаев (RU); Асламбек Синаевич Эльжаев
Priority date: 2010-06-29
Filing date: 2010-06-29
Publication date: 2011-12-20

Abstract

FIELD: physics. ^ SUBSTANCE: method of estimating plastic deformation coefficient of rocks at normal formation pressure involves sampling and analysing cores of rocks taken at different depths. The method also involves using the analysis data to plot curves of change in porosity of rocks versus their occurrence depth for rocks of different age. Geophysical well logging materials are first processed in wells from which the core samples were collected, said materials being used to determine pore pressure values, pressure measurement results for testing said wells - formation pressure in collectors, and intervals of sections with normal formation and pore pressure are established. Points are then selected from the collection of points on the field sheet of distribution of porosity according to depth of core samples, said points corresponding to formations with normal formation (pore) pressure and curves of change in rock porosity versus depth of rocks of different age and conditions for normal formation (pore) pressure are plotted. Further, from the curves of change in rock porosity versus depth of rocks of different age and conditions for normal formation (pore) pressure, porosity factors are determined and the plastic deformation coefficient of the rocks is determined from the ratio of the difference between porosity factors at the same depth for different age to the difference in time at which said rocks are formed, which allows, for large depths where rocks with critical porosity value at the collector-non-collector boundary might lie, to take into account not only the value of formation pressure for change in porosity with depth, but the factor of geologic time of action on the rock for that formation pressure, which is defined by the plastic (permanent) deformation coefficient of the rock. ^ EFFECT: accuracy of estimating permanent deformation due to by taking into account the time factor and broader functionalities. ^ 1 dwg

Description

Изобретение относится к геолого-геофизическим методам оценки коллекторских свойств пород, особенно на больших глубинах, где могут залегать породы с критической величиной пористости на границе коллектор - не коллектор и на пористость пород влияет не только горное давление вышележащих пород, но и геологическое время воздействия на породу этого горного давления, определяемое коэффициентом пластической (необратимой) деформации пород.The invention relates to geological and geophysical methods for assessing the reservoir properties of rocks, especially at great depths, where rocks with a critical porosity at the reservoir boundary may be deposited — not a reservoir, and not only the rock pressure of the overlying rocks, but also the geological time of exposure to the rocks affects the porosity of the rocks this rock pressure, determined by the coefficient of plastic (irreversible) deformation of the rocks.

Воздействие на породу всестороннего давления в лабораторных условиях или горного давления на породу в естественных природных условиях приводит к проявлению как упругой, так и пластической (остаточной) деформации.The impact on the rock of all-round pressure in the laboratory or rock pressure on the rock in natural conditions leads to the manifestation of both elastic and plastic (residual) deformation.

Известен способ оценки коэффициента пластической (необратимой) деформации пород под действием всестороннего давления, превышающего предел прочности породы (Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987, с.6). Для реализации способа из керна выбуренной породы изготавливают образец определенного размера, помещают его в автоклав и при постепенном увеличении до заданного предела и последующем снижении всестороннего давления регистрируют изменение общего объема образца. По разнице между начальным и конечным объемами образца, отнесенной к общей нагрузке, испытанной образцом, судят о величине коэффициента пластической (остаточной) деформации. На остаточную деформацию оказывает влияние не только величина горного давления, испытываемого породой, но и фактор времени, проявляющийся в дополнительном уплотнении пород со временем. Постоянная нагрузка, воздействующая на породу длительное время, приводит к ее уплотнению за счет расплавления зерен породы на их контактах и скольжения их относительно друг друга с формированием более плотной упаковки структуры.A known method for assessing the coefficient of plastic (irreversible) deformation of rocks under the influence of all-round pressure exceeding the ultimate strength of the rock (Aleksandrov BL. Abnormally high reservoir pressures in oil and gas basins. M: Nedra, 1987, p.6). To implement the method, a sample of a certain size is made from a core of drilled rock, placed in an autoclave and, with a gradual increase to a predetermined limit and a subsequent decrease in all-round pressure, a change in the total volume of the sample is recorded. By the difference between the initial and final volumes of the sample, referred to the total load tested by the sample, the value of the coefficient of plastic (residual) deformation is judged. The residual deformation is influenced not only by the rock pressure experienced by the rock, but also by the time factor, which manifests itself in the additional compaction of the rocks over time. The constant load acting on the rock for a long time leads to its compaction due to the melting of the rock grains at their contacts and their sliding relative to each other with the formation of a denser packing of the structure.

Поэтому недостатком этого способа является отсутствие учета фактора времени, так как процесс нагружения образца в лабораторных условиях протекает сравнительно кратковременно от нескольких часов до нескольких суток и фактор времени не сказывается на величине коэффициента остаточной деформации породы.Therefore, the disadvantage of this method is the lack of consideration of the time factor, since the process of loading the sample in the laboratory proceeds relatively briefly from several hours to several days and the time factor does not affect the value of the coefficient of residual deformation of the rock.

Также известен способ оценки деформационных свойств пород, находящихся при нормальных пластовых давлениях, заключающийся во взятии и исследовании керна породы с разных глубин, построении по данным исследований графиков зависимости изменения пористости пород от глубины их залегания для пород разного возраста (Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977 г.) - прототип.Also known is a method for assessing the deformation properties of rocks located at normal reservoir pressures, which consists in taking and studying rock cores from different depths, plotting, according to research data, the graphs of the dependence of changes in porosity of rocks on their depth for rocks of different ages (Kotyakhov F.I. Petroleum Physics and gas reservoirs. M: Nedra, 1977) - prototype.

Однако известный метод не позволяет с достаточной достоверностью определить коэффициент пластической деформации пород, так как часть кернов отбирается из интервалов с повышенными или аномально высокими пластовыми и поровыми давлениями, влияющими на величину пористости пород.However, the known method does not allow with sufficient reliability to determine the coefficient of plastic deformation of the rocks, as part of the cores are taken from intervals with increased or abnormally high reservoir and pore pressures that affect the porosity of the rocks.

Техническим результатом предлагаемого способа является достоверность оценки коэффициента остаточной (пластической) деформации за счет учета фактора времени и расширение технологических возможностей.The technical result of the proposed method is the reliability of the assessment of the coefficient of residual (plastic) deformation by taking into account the time factor and the expansion of technological capabilities.

Технический результат достигается тем, что в способе оценки коэффициента пластической деформации горных пород при нормальных пластовых давлениях, включающем исследование образцов керна горных пород, взятых на разных глубинах, и использование результатов исследования для построения графиков зависимости изменения пористости пород от глубины их залегания для условий нормального пластового давления для пород разного возраста, согласно изобретению предварительно по скважинам, в которых отобраны керны, обрабатываются материалы геофизических исследований скважин (ГИС), по которым определяются величины поровых давлений, по результатам замеров давлений при испытании этих скважин - пластовые давления в коллекторах, устанавливаются интервалы разрезов с нормальными пластовыми и поровыми давлениями, из общей совокупности точек на планшете распределения пористости по глубине отборов кернов выбираются точки, соответствующие пластам с нормальными пластовыми (поровыми) давлениями, и по ним строятся графики зависимости изменения пористости пород от глубины для пород разного возраста и условий нормального пластового (порового) давлений, по графикам зависимостей изменения пористости пород от глубины их залегания для условий нормального пластового (порового) давлений определяют коэффициенты пористости на одной и той же глубине залегания для пород разного возраста и определяют коэффициент пластической деформации пород по соотношению разницы между коэффициентами пористости на одной и той же глубине залегания для разного возраста к разнице времен формирования этих пород.The technical result is achieved by the fact that in the method for assessing the coefficient of plastic deformation of rocks at normal reservoir pressures, including the study of core samples of rocks taken at different depths, and using the results of the study to plot the dependence of changes in porosity of rocks on the depth of their occurrence for normal reservoir conditions pressure for rocks of different ages, according to the invention, preliminary on wells, in which cores are taken, processed geophysical materials well survey (GIS), which determine the values of pore pressures, according to the results of pressure measurements when testing these wells — reservoir pressures in the reservoirs, section intervals with normal reservoir and pore pressures are established, from the total set of points on the porosity distribution plate according to the depth of core sampling points corresponding to formations with normal reservoir (pore) pressures are selected, and graphs of the dependence of changes in porosity of rocks on depth for rocks of different age and conditions of normal reservoir (pore) pressures, according to the graphs of dependences of changes in porosity of rocks on the depth of their occurrence, for conditions of normal reservoir (pore) pressures, porosity coefficients at the same depth for rocks of different ages are determined and the coefficient of plastic deformation of the rocks is determined by the ratio differences between porosity coefficients at the same occurrence depth for different ages to the difference in the times of formation of these rocks.

Новизна заявляемого предложения обусловлена тем, что обеспечивается возможность определения коэффициента пластической деформации горных пород, который ранее определялся без учета возраста горных пород, т.е. фактора времени воздействия горного давления.The novelty of the proposed proposal is due to the fact that it is possible to determine the coefficient of plastic deformation of rocks, which was previously determined without taking into account the age of the rocks, i.e. time pressure factor of rock pressure.

По данным патентной и научно-технической литературы не обнаружена аналогичная совокупность признаков, обеспечивающая решение поставленной задачи, что позволяет судить об изобретательском уровне предложения.According to the patent and scientific and technical literature, no similar set of features has been found that provides a solution to the problem, which allows us to judge the inventive step of the proposal.

Промышленная применимость заявляемого предложения заключается в возможности учета фактора времени через величину коэффициента пластической деформации, что позволяет более обоснованно прогнозировать наличие пластов - коллекторов на больших глубинах в разрезах разного возраста в новых геологических условиях.The industrial applicability of the proposed proposal consists in the possibility of taking into account the time factor through the value of the plastic strain coefficient, which allows more reasonably to predict the presence of reservoirs at large depths in sections of different ages in new geological conditions.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлены графики зависимости изменения пористости глин с глубиной их залегания для условий нормального пластового давления для пород разного возраста.The invention is illustrated by the drawing, which presents graphs of the dependence of the change in porosity of clays with their depth for normal reservoir pressure for rocks of different ages.

Пример конкретного осуществления способа оценки коэффициента пластической деформации пород.An example of a specific implementation of the method for assessing the coefficient of plastic deformation of rocks.

Для реализации способа предварительно по скважинам, в которых отобраны керны, обрабатываются материалы ГИС, определяются величины поровых давлений, по результатам замеров давлений при испытании этих скважин - пластовые давления в коллекторах, устанавливаются интервалы разрезов с нормальными пластовыми и поровыми давлениями, из общего распределения точек на планшете распределения пористости по глубине отборов кернов выбираются точки, соответствующие пластам с нормальными пластовыми (поровыми) давлениями, и на основании статистической обработки результатов керновых определений пористости для пород одного литологического состава (например, глин или песчаников) строятся графики 1, 2, 3 и 4 зависимости изменения пористости с глубиной их залегания для условий нормального пластового (порового) давления для пород разного возраста, по графикам зависимостей изменения пористости пород от глубины их залегания для условий нормального пластового (порового) давлений, которые представляют собой прямые линии, угол наклона которых определяется возрастом вскрываемых глинистых толщ, определяют коэффициенты пористости на одной и той же глубине залегания для пород разного возраста и определяют коэффициент пластической деформации пород по отношению разницы между коэффициентами пористости на одной и той же глубине залегания для разного возраста к разнице времен формирования этих пород.To implement the method, pre-wells, cores are taken, well logs are processed, pore pressures are determined, reservoir pressure is determined from the pressure measurements during the testing of these wells, reservoir intervals are established with normal reservoir and pore pressures, from the total distribution of points on the porosity distribution tablet according to the depth of core sampling, points are selected that correspond to formations with normal reservoir (pore) pressures, and based on statistical processing the results of core porosity determinations for rocks of the same lithological composition (for example, clays or sandstones), graphs 1, 2, 3 and 4 are plotted for the dependence of the change in porosity with their depth for normal reservoir (pore) pressure for rocks of different ages, according to the dependency graphs changes in the porosity of rocks from the depth of their occurrence for normal reservoir (pore) pressures, which are straight lines, the angle of inclination of which is determined by the age of the exposed clay strata, determine the porosity coefficients at the same depth for rocks of different ages and determine the coefficient of plastic deformation of the rocks in relation to the difference between porosity coefficients at the same depth for different ages to the difference in the formation times of these rocks.

Например, на глубине 5700 м в соответствии с кривой 1, характеризующей пористость глин на этой глубине в девонское время (360-408 млн лет назад), Кп=1%, а в соответствии с кривой 4, характеризующей пористость глин на этой же глубине в более ранний геологический период - палеогеновое время (25-65 млн лет назад), Кп=3%. Таким образом, разница в пористости в 2% на глубине 5700 м за счет разницы во времени примерно в 340 млн лет характеризует коэффициент пластической деформации за счет фактора времени Кпл.д.=2%/340 млн лет =5,88·10^-9%/лет. С учетом величины этого коэффициента можно определить вероятные глубины вскрытия пород на границе коллектор - не коллектор для пород разного возраста. Причем глубины залегания пород с критической величиной пористости будут больше для молодых пород и меньше для пород более древнего возраста.For example, at a depth of 5700 m, in accordance with curve 1, which characterizes the porosity of clays at this depth in the Devonian time (360-408 Ma), Кп = 1%, and in accordance with curve 4, which characterizes the porosity of clays at the same depth in the earlier geological period is the Paleogene time (25-65 million years ago), Kp = 3%. Thus, a difference in porosity of 2% at a depth of 5700 m due to a time difference of about 340 Ma characterizes the coefficient of plastic deformation due to the time factor Kpl.d = 2% / 340 Ma = 5.88 · 10 ^-9 %/years. Taking into account the magnitude of this coefficient, it is possible to determine the probable depth of opening rocks at the boundary of the reservoir - not the reservoir for rocks of different ages. Moreover, the depths of rocks with a critical porosity will be greater for young rocks and less for rocks of an older age.

Claims

A method for assessing the coefficient of plastic deformation of rocks at normal reservoir pressures, including the selection and study of core samples taken at different depths, the construction of graphs of the dependence of changes in porosity of rocks on the depth of their occurrence for rocks of different ages, characterized in that previously for the wells, in which cores were taken, the materials of geophysical research of wells (GIS) are processed, which determine the values of pore pressures, according to the results of pressure measurements at testing of these wells — reservoir pressures in the reservoirs, section intervals with normal reservoir and pore pressures are set, from the total set of points on the porosity distribution plate along the depth of core sampling, points corresponding to reservoirs with normal reservoir (pore) pressures are selected and graphs of the dependence of changes are plotted on them porosity of rocks from depth for rocks of different ages and conditions of normal reservoir (pore) pressure, according to the graphs of the dependence of changes in porosity of rocks on depth the occurrences of their occurrence for normal reservoir (pore) pressure conditions determine the porosity coefficients at the same occurrence depth for rocks of different ages and determine the plastic deformation coefficient of the rocks from the ratio of the difference between porosity coefficients at the same occurrence depth for different ages to the time difference the formation of these rocks, which allows for greater depths where rocks with a critical value of porosity at the reservoir - not reservoir boundary can occur, not only the value pressure on the change in porosity with depth, but also the factor of the geological time of the impact on the rock of this pressure, determined by the coefficient of plastic (irreversible) deformation of the rocks.