RU2517730C1 - Способ определения нефтенасыщенных пластов - Google Patents
Способ определения нефтенасыщенных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2517730C1 RU2517730C1 RU2013117070/03A RU2013117070A RU2517730C1 RU 2517730 C1 RU2517730 C1 RU 2517730C1 RU 2013117070/03 A RU2013117070/03 A RU 2013117070/03A RU 2013117070 A RU2013117070 A RU 2013117070A RU 2517730 C1 RU2517730 C1 RU 2517730C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- saturated
- oil saturation
- core
- coefficient
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины. В скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины.
Известен способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта, в котором 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 (Патент РФ №2215873, опубл. 10.11.2003).
Известный способ позволяет определить параметры уже определенного нефтенасыщенного пласта, тогда как само определение нефтенасыщенного пласта проводят другими методами.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения геологических исследований скважин, согласно которому отбирают шлам из скважины, описывают фациальные признаки шлама каждой скважины с последующим сведением в таблицу и построением корреляционной схемы. При этом сопоставляют данные корреляционной схемы и таблицы описания, выявляют изменчивость разреза, прогнозируют выклинивание части пластов или их дивергенцию, изменение толщин фациальных зон относительно прогнозных величин. Строят график индекса продуктивности, представляющий собой тренд ведущих фациальных признаков продуктивности. По значениям графика индекса продуктивности составляют выводы о качественном составе скважины на предмет наличия нефтенасыщенных слоев. При этом в качестве ведущих фациальных признаков при построении графика индекса продуктивности используют коэффициенты люминесценции и битуминизации, плотность, размер шламинок, степень окатанности и отсортированности зерен (Патент РФ №2418948, опубл. 20.05.2011 - прототип).
Способ позволяет определить наличие в разрезе скважины нефтенасыщенного пласта, однако точность определения остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.
Задача решается тем, что в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным.
Сущность изобретения
В разрезе скважины имеются множественные пропластки, которые не квалифицируются ни как продуктивные, ни как не продуктивные. В результате часть продуктивных, но не определенных как продуктивные, пропластков выпадает из разработки, что отрицательно сказывается на конечной нефтеотдаче месторождения. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины, а следовательно, и выявление продуктивных пропластков, которые могут быть вовлечены в разработку. Задача решается следующим образом.
В одной из скважин при бурении отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности пропластков по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности пропластков по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу.
Как правило, такие исследования при бурении проводят лишь выборочно в нескольких скважинах месторождения. В подавляющем большинстве бурящихся скважин керн не отбирают, а анализируют каротажные кривые скважин в разрезе продуктивного горизонта и проводят анализ шлама. В скважинах выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление (такими соединениями могут быть пирит (FeS2) или хлориты, например, железистые), а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов (например, железа). Наличие этих минералов вносит погрешность в показания каротажа, существенно занижая данные. Заниженные данные по нефтенасыщенности вносят ошибку в определение пластов как продуктивных или непродуктивных. Отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу в контрольной скважине показывает размер ошибки.
Для устранения этой ошибки для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным.
В соответствии с насыщенностью терригенных коллекторов коллектор нефтенасыщенный (при освоении дает чистую нефть) имеет нижнюю границу коэффициента нефтенасыщенности (Кн) - 65%, критическое значение удельного сопротивления(рп) коллектора 6 Ом∙м; коллектор слабо нефтенасыщенный (при освоении дает нефть с водой) имеет интервал значений коэффициента нефтенасыщенности 40%<Кн<65%, критическое значение удельного сопротивления коллектора 3 Ом∙м; коллектор с остаточным нефтенасыщением или водоносный (при освоении дает пластовую воду) имеет интервал значений коэффициента нефтенасыщенности Кн≤40%, удельные сопротивления меньше 3 Ом∙м.
Комплексный каротаж включает в себя индукционный каротаж (ИК), боковой каротаж (БК), боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрокаротаж (МК), нейтронный каротаж (НК), гамма-каротаж (ГК), каротаж потенциалов собственной поляризации (ПС), стандартный потенциал-зонд (КС), ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), акустический каротаж (АК), гамма-плотностный каротаж (ГГКп), спектрометрический гамма-каротаж ГК-С), спектрометрический нейтронный каротаж (НК-С), газовый каротаж (ГК), резистивиметрию, кавернометрию, инклинометрию.
Пример конкретного выполнения
В скважине №1 отбирают и исследуют керн. Результаты исследования представлены в таблице 1. Определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну. Для пласта в интервале 1203,6-1205,0 м по керну коэффициент нефтенасыщенности (Кн) равен 72%. Проводят комплексный каротаж в скважине №1. Результаты представлены в таблице 2. По данным каротажа определен терригенный коллектор (песчаники) в интервале 1203,6-1205,0 м. Петрофизические параметры пласта по данным каротажа: коэффициент пористости (Кп) - 22,2%; коэффициент глинистости (Кгл) - 2,1%; удельное электрическое сопротивление пласта (ρп) - 2,6 Ом∙м; коэффициент нефтенасыщенности (Кн) - 45,7%.
По классификации коллекторов пласт в интервале 1203,6-1205,0 м относится к слабо нефтенасыщенным. Определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу
72:45,7=1,58.
Анализируют каротажные кривые скважины №2 в терригенном разрезе продуктивного горизонта и данные исследований шлама. Выявляют, что в исследуемом пласте-коллекторе в интервале 1164,0-1166,2 м отмечено наличие пирита (FeS2). По данным комплексного каротажа отмечено повышенное содержание железа, удельное сопротивление пласта равно 2,6 Ом∙м, коэффициент пористости - 24,4%, коэффициент нефтенасыщенности, определенный по каротажу, 43,9%.
Уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент
43,9×1,58=69,36%.
Полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. Данный пласт в интервале 1164,0-1166,2 м согласно терминологии относится к нефтенасыщенным.
Таким образом, пласт, ранее считавшийся слабо нефтенасыщенным и непригодным для разработки, переведен в разряд нефтенасыщенных и пригодных для разработки.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.
| Таблица 1 | ||||||
| Макроописание керна | ||||||
| Горизонт | Интервал отбора керна, м | Проход ка/вы нос, м |
Мощность слоя по керну, м | Номеpa образцов | Место взятия, м | |
| Послойное макроописание керна | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| тула-бобрик | 1201,0-1211,0 | 10,0/10,0 | 1,80 | Аргиллиты темно-серые до черных, углистые с полураковистым изломом, горизонтально слоистые, расслаивающиеся по плоскостям наслоения, преимущественно плитчатые | ||
| 3,40 | 1'у | 1,95 | Песчаники в интервале 1,8-2,2 м; 4,0-5,2 м коричневато-серые, в интервале 2,2-4,0 м коричневые. Коричневато-серые разности представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми, известковистыми, углистыми (углистый материал рассеянный), биоморфными, слабо и очень слабо нефтенасыщенными. Коричневые разности представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми, слабо известковистыми, слабо углистыми в интервале 2,2-2,4 м; 2,6-2,75 м; 3,0-3,15 м; 3,9-4,0 м разрушенными, равномерно нефтенасыщенными. | |||
| 1у | 2,15 | |||||
| 2у | 2,45 | |||||
| 3у | 2,55 | |||||
| 4у | 2,65 | |||||
| 5у | 2,75 | |||||
| 6у | 2,90 | |||||
| 7у | 3,20 | |||||
| 8у | 3,25 | |||||
| 9у | 3,40 | |||||
| 10у | 3,55 | Известковый материал в виде цемента и округлых включений размером не более 2.0×2,0 мм. | ||||
| 11у | 3,70 | |||||
| 12у | 3,80 | |||||
| 13у | 4,05 | |||||
| 14у | 4,30 | |||||
| 15у | 4,40 | В коричневато-серых разностях отмечается пиритизация. | ||||
| 16у | 4,55 | |||||
| 17у | 4,75 | |||||
| 18у | 4,90 | |||||
| 19у | 5,15 | |||||
| 1201,0-1211,0 | 10,0/10,0 | 2,55 | Аргиллиты темно-серые до черных, с полураковистым изломом, косослоистые, в кровле слоя алевритовые, углистые, плитчатые | |||
| 2,25 | Алевролиты темно-серые до черных, глинистые, углистые, массивные, слабо известковистые, в интервале 9,6-10,0 м керн представлен обурками | |||||
Claims (1)
- Способ определения нефтенасыщенного пласта, согласно которому в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комплексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013117070/03A RU2517730C1 (ru) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Способ определения нефтенасыщенных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013117070/03A RU2517730C1 (ru) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Способ определения нефтенасыщенных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2517730C1 true RU2517730C1 (ru) | 2014-05-27 |
Family
ID=50779653
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013117070/03A RU2517730C1 (ru) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Способ определения нефтенасыщенных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2517730C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567581C1 (ru) * | 2015-02-05 | 2015-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью |
| CN106401575A (zh) * | 2015-07-29 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 特高含水期取心井水淹层原始含油饱和度计算方法 |
| RU2675187C1 (ru) * | 2018-01-18 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ определения насыщенности низкопроницаемых пластов |
| CN113969781A (zh) * | 2020-07-22 | 2022-01-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2219337C1 (ru) * | 2003-03-20 | 2003-12-20 | Афанасьев Виталий Сергеевич | Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин |
| RU2330311C1 (ru) * | 2006-10-18 | 2008-07-27 | Георгий Александрович Калмыков | Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты |
| RU2418948C1 (ru) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Способ проведения геологических исследований скважин |
-
2013
- 2013-04-16 RU RU2013117070/03A patent/RU2517730C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2219337C1 (ru) * | 2003-03-20 | 2003-12-20 | Афанасьев Виталий Сергеевич | Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин |
| RU2330311C1 (ru) * | 2006-10-18 | 2008-07-27 | Георгий Александрович Калмыков | Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты |
| RU2418948C1 (ru) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Способ проведения геологических исследований скважин |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567581C1 (ru) * | 2015-02-05 | 2015-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью |
| CN106401575A (zh) * | 2015-07-29 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 特高含水期取心井水淹层原始含油饱和度计算方法 |
| CN106401575B (zh) * | 2015-07-29 | 2019-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 特高含水期取心井水淹层原始含油饱和度计算方法 |
| RU2675187C1 (ru) * | 2018-01-18 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ определения насыщенности низкопроницаемых пластов |
| CN113969781A (zh) * | 2020-07-22 | 2022-01-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法 |
| CN113969781B (zh) * | 2020-07-22 | 2023-11-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海相碳酸盐岩微孔型孔隙结构成因低阻油层识别方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10386529B2 (en) | Subsurface estimation of level of organic maturity | |
| Bust et al. | The challenges for carbonate petrophysics in petroleum resource estimation | |
| WO2017024700A1 (zh) | 一种计算烃源岩中有机碳含量的装置 | |
| RU2517730C1 (ru) | Способ определения нефтенасыщенных пластов | |
| CN105158802B (zh) | 坳陷湖盆重力流沉积物测井定量识别方法 | |
| Jarzyna et al. | X-ray computed microtomography—a useful tool for petrophysical properties determination | |
| Radwan | Provenance, depositional facies, and diagenesis controls on reservoir characteristics of the middle Miocene Tidal sandstones, Gulf of Suez Rift Basin: Integration of petrographic analysis and gamma-ray log patterns | |
| Nabawy | An improved stratigraphic modified lorenz (ISML) plot as a tool for describing efficiency of the hydraulic flow units (HFUs) in clastic and non-clastic reservoir sequences | |
| Wang et al. | Qualitative and quantitative characterization of multiple factors that influence movable fluid saturation in lacustrine deep-water gravity-flow tight sandstones from the Yanchang Formation, southern Ordos Basin, China | |
| Higgs et al. | Advances in grain-size, mineral, and pore-scale characterization of lithic and clay-rich reservoirs | |
| de Luna et al. | Petrophysical rock typing of coquinas from the Morro do Chaves Formation, Sergipe-Alagoas basin (Northeast Brazil) | |
| Heydari-Farsani et al. | The effect of rock type on natural water flooding and residual oil saturation below free water level and oil water contact: A case study from the Middle East | |
| Oraby | Evaluation of the fluids saturation in a multi-layered heterogeneous carbonate reservoir using the non-Archie water saturation model | |
| Feng et al. | Lithology and oil-bearing properties of tight sandstone reservoirs: Chang 7 member of Upper Triassic Yanchang Formation, southwestern Ordos Basin, China | |
| Zhang et al. | Identification of waterflooded zones and the impact of waterflooding on reservoir properties of the Funing Formation in the Subei Basin, China | |
| Ashoor et al. | Formation evaluation and reservoir quality assessment of the Albian clastic sequence in the SWM Oilfield, Southwest the Mesopotamian Basin, Iraq | |
| Wang et al. | Diagenesis and diagenetic facies distribution prediction of Chang 8 tight oil reservoir in Maling area, Ordos Basin, NW China | |
| Moghaddas et al. | Lithofacies classification based on multiresolution graph-based clustering using image log in South Pars gas field | |
| Zahid et al. | Pore size distribution and reservoir characterization: evaluation for the Eocene beach-bar sequence, Dongying Depression, China | |
| Sharma et al. | Improved permeability estimates in carbonate reservoirs using electrofacies characterization: A case study of mumbai high south | |
| Krakowska et al. | Heterogeneity analysis of the Polish shale gas formations based on results of laboratory measurements | |
| Cahyadi et al. | Modeling Spatial Distribution of 3D Isotropic Hydraulic Conductivity Based on HC-System for Fractured Groundwater Flow Media using Neural Network Case Study Grasberg Open Pit of PTFI | |
| Azmi et al. | Geostatistical estimation to delineate oxide and sulfide zones using geophysical data; a case study of Chahar Bakhshi vein-type gold deposit, NE Iran | |
| Zhou et al. | Comparative study and discussion of diagenetic facies and conductivity characteristics based on experiments | |
| Banerjee et al. | Case Study: Integrated 3D Geomodeling of Minagish Oolite Formation, Umm Gudair Field, Kuwait |