RU2548406C1 - Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора - Google Patents
Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2548406C1 RU2548406C1 RU2013157418/28A RU2013157418A RU2548406C1 RU 2548406 C1 RU2548406 C1 RU 2548406C1 RU 2013157418/28 A RU2013157418/28 A RU 2013157418/28A RU 2013157418 A RU2013157418 A RU 2013157418A RU 2548406 C1 RU2548406 C1 RU 2548406C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeability
- porosity
- core
- wave
- attenuation coefficient
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 57
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 22
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 43
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 87
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 abstract description 3
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000001493 electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000399 optical microscopy Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 238000010223 real-time analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/02—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by mechanically taking samples of the soil
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/04—Analysing solids
- G01N29/07—Analysing solids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
- G01N29/30—Arrangements for calibrating or comparing, e.g. with standard objects
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/023—Solids
- G01N2291/0232—Glass, ceramics, concrete or stone
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/0289—Internal structure, e.g. defects, grain size, texture
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics (AREA)
Abstract
Использование: для определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора. Сущность изобретения заключается в том, что отбирают керн из стенки скважины и откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения волн в каждой из отколотых частей. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы и определяют пористость каждой облученной отколотой части керна, используя измеренные скорости акустической продольной волны и выбранную взаимосвязь между скоростью продольной волны и пористостью для данного литологического типа породы. Величину изменения пористости определяют путем сопоставления полученных значений облученных отколотых частей керна и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы. Технический результат: обеспечение возможности определения изменений свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающих в результате воздействия загрязнителя. 31 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов керна, в частности оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефтегазосодержащих пластов из-за проникновения в нее компонентов бурового раствора.
В процессе бурения под воздействием избыточного давления фильтрат бурового раствора, а также содержащиеся в нем мелкие частицы, полимеры и иные компоненты проникают в околоскважиную зону пласта и вызывают значительное снижение ее пористости и проницаемости. Кроме того, на стенке скважины формируется внешняя фильтрационная корка, состоящая из отфильтрованных твердых частиц и иных компонентов бурового раствора.
Во время технологической процедуры очистки скважины (путем постепенного вывода на добычу) внешняя фильтрационная корка разрушается, а проникшие компоненты бурового раствора частично вымываются из околоскважинной зоны, и ее пористость и проницаемость частично восстанавливается. Тем не менее часть компонентов остается необратимо удержанной в поровом пространстве породы (адсорбция на поверхности пор, захват в поровых сужениях и т.д.), что приводит к существенному различию между исходной проницаемостью и проницаемостью, восстановленной после проведения технологической процедуры очистки (обычно восстановленная проницаемость не превышает 50-70% от начальной).
Для описания этого явления обычно используется термин ″повреждение околоскважинной зоны пласта″ или просто ″повреждение пласта″.
Проблема повреждения околоскважинной зоны пласта под воздействием проникших компонент бурового раствора (или промывочной жидкости) является очень важной, особенно для длинных горизонтальных скважин, т.к. заканчивание большинства из них производится в необсаженном состоянии, т.е. без цементированной и перфорированной эксплуатационной колонны.
Общепринятым лабораторным методом проверки качества бурового раствора является фильтрационный эксперимент по его закачке в образец керна с последующей обратной прокачкой (т.е. вытеснение проникшего бурового раствора исходной пластовой жидкостью), в ходе которого замеряется динамика ухудшения / восстановления проницаемости как функция от количества закачанных поровых объемов флюидов (буровой раствор или пластовая жидкость).
Общепринятый лабораторный метод позволяет измерить только интегральное гидравлическое сопротивление образца керна (отношение текущего перепада давления на керне к текущему расходу), изменение которого обусловлено динамикой роста/разрушения внешней фильтрационной корки на торце керна и накоплением/выносом компонент бурового раствора в породе.
Однако профиль поврежденной пористости и проницаемости вдоль образца керна (вдоль оси фильтрации) после закачки бурового раствора (или после обратной прокачки) представляет собой важную информацию для понимания механизма повреждения пласта и выбора соответствующего метода повышения коэффициента продуктивности скважины (минимизации повреждения призабойной зоны пласта). Данные параметры не замеряются в рамках указанной выше традиционной процедуры проверки качества бурового раствора.
Для определения этих параметров требуется привлечение дополнительных методов.
В патенте США 5253719 предлагается метод диагностирования механизмов повреждения пласта путем анализа радиально ориентированных образцов керна, отобранных из скважины. Образцы керна анализируются с помощью набора различных аналитических методов для определения типа и степени повреждения пласта, а также глубины зоны повреждения. Среди аналитических методов перечисляется рентгеноструктурный анализ (XRD), локальный рентгеноспектральный анализ, сканирующая электронная микроскопия (SEM), электронная микроскопия обратного рассеяния, петрографический анализ, оптическая микроскопия. Дополнительно может быть проведено экспериментальное определение пористости и проницаемости керна.
Все перечисленные в патенте США 5253719 методы являются достаточно время- и трудоемкими методами исследования, большинство из них требует разрушения исходных образцов керна.
В качестве альтернативы можно использовать, например, акустические методы исследования.
В патенте США №2009/0168596 от 2 июля 2009 описан метод оценки пористости и литологии продуктивного горизонта в реальном времени с помощью каротажа во время бурения, используя измеренные величины аттрибутов затухания в породе для волн сжатия и/или сдвига. Измеренные аттрибуты затухания используются совместно с эмпирической картой литологии для определения литологии, пористости и насыщенности продуктивного горизонта, когда эти параметры неизвестны.
В патенте США №2011/0242938 от 6 октября 2011 предлагаются методы, а также примеры их реализации для анализа образцов керна, отобранных из скважины. Предлагаемые методы могут включать извлечение первого керна из скважины с помощью керноотборного инструмента на первой глубине, измерение ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна, передачу измеренной ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна на устройство отображения, анализ в реальном времени измеренной скорости ультразвуковых волн, выбор второго образца керна на первой глубине, если качество первого керна оказалось неудовлетворительным, извлечение второго керна на второй глубине, если первый керн оказался высокого качества. Далее в патенте США №2011/0242938 декларируется определение одного из следующих параметров: однородность, целостность, литология образцов керна на основе полученного профиля скорости ультразвуковых волн.
Отмеченные выше патенты США №2009/0168596 и США №2011/0242938 направлены на определение свойств образцов керна, таких как пористость, характер насыщения, литология, исходя из аттрибутов волн, распространяющихся через исследуемый образец. В них не предусмотрено определение изменения свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающего в результате воздействия компонент бурового раствора или иных технологических жидкостей (для простоты изложения назовем проникшие компоненты ″загрязнитель″).
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения изменений свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающих в результате воздействия загрязнителя.
В соответствии с предлагаемым способом отбирают керн из стенки скважины и откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна акустическими продольными волнами и измеряют скорость акустических продольных волн в каждой отколотой части керна.
Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы и определяют пористость облученных отколотых частей керна, используя выбранную взаимосвязь и измеренные скорости продольной акустической волны. Определяют величину изменения пористости путем сопоставления полученных значений пористости и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения за референсную пористость принимают неповрежденную пористость аналогичного литологического типа породы.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.
В качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью волны и пористостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения полученные значения измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения наряду с определением величины изменения пористости определяют и величину изменения проницаемости, для чего в процессе облучения частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды продольной волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.
За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа, либо проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной, либо проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при откалывании двух и более частей керна наряду с определением величины изменения пористости измеряют и глубину изменения пористости, для чего откалывают части керна, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины. В этом случае также дополнительно может быть измерена глубина изменения проницаемости, для чего в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа, определяют глубину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.
За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа, либо проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной, либо проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 приведена качественная схема околоскважинной зоны и области бокового отбора керна из стенок скважины.
Общеизвестно, что скорость и коэффициент затухания акустических (упругих) волн в пористой среде зависят от свойств последней, таких как пористость, проницаемость, сжимаемости и плотности слагающих ее фаз и т.д.
Теория распространения волн в пористых средах, разработанная Френкелем-Био-Николаевским (см., например, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72) предсказывает существование двух типов продольных волн: ″быстрая″ волна (или продольная волна первого типа) и ″медленная″ (или продольная волна второго рода). В диапазоне частот 0.5-10 МГц, что соответствует типичным лабораторным измерениям, продольная волна второго рода характеризуется интенсивным затуханием, особенно в насыщенных породах и, следовательно не может распространяться на сколь-либо значимые расстояния.
Таким образом, данное изобретение ограничивается рассмотрением атрибутов продольной волны только первого рода.
Другим следствием теории Френкеля-Био-Николаевского является зависимость скорости продольной волны первого рода от пористости породы, а также сжимаемости и плотности насыщающего флюида и породы скелета. Коэффициент затухания и дисперсия (т.е. зависимость фазовой скорости от частоты) волны первого рода зависят также и от проницаемости породы.
При интерпретации данных акустического каротажа обычно применяются простые эмпирические связи. Например, для оценки пористости в плотной хорошо сцементированной породе широко используется эмпирическое уравнение среднего времени (или уравнение Вилли), связывающее интервальное время пробега волны и пористость породы (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, глава 5, стр.6):
или
где ϕ - пористость породы, tLOG - интервальное время пробега волны через породу, зарегистрированное в акустическом каротаже; tma - интервальное время пробега волны в минеральном скелете породы; tf - интервальное время пробега волны в насыщающей жидкости.
Уравнение (1) соответствует тому факту, что в плотной хорошо сцементированной породе интервальное время пробега продольной волны (т.е. время распространения волны вдоль пути единичной длины, а следовательно обратно пропорциональное величине скорости волны) является величиной, средней по объему от интервального времени пробега волны в минеральном скелете породы и в жидкости, заполняющей поровое пространство.
Для оценки пористости слабосцементированных пород по данным акустического каротажа вводится эмпирический поправочный коэффициент Cp (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, глава 5, стр.7):
Существуют и иные эмпирические связи (аналитические или ввиде номограмм) между временем пробега волны и пористостью, полученные для различных типов породы (см., например, Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: «Недра», 1978. стр.132-143; Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. М.: Недра, стр.176).
Проникновение компонент бурового раствора приводит к снижению пористости от исходной величины ϕ0:
где σ - объемная доля захваченных частиц в единице объема пористой среды.
Снижение пористости, в свою очередь, приводит к росту скорости продольной волны (уменьшению интервального времени пробега).
Количественно степень повреждения (изменения) пористости может быть оценена по измеренным величинам скорости распространения (интервального времени пробега) продольной волны в образце керна, подвергнувшемся воздействию бурового раствора, и образце керна аналогичного литологического типа (литотипа) с исходной неповрежденной пористостью, используя известную эмпирическую взаимосвязь (аналитическую или ввиде номограммы) между временем пробега волны и пористостью для данного типа породы, см., например, Wyllie M.R.J., Gregory A.R., Gardner G.H.F. An experimental investigation of factors affecting elastic wave velocities in porous media. 1958. Vol.23. No.3. pp.459-493, или исходя из теории Френкеля-Био-Николаевского, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72).
Например, для связи (1) степень изменения пористости определяется как
где td LOG и t0 LOG - интервальные времена пробега волны через образец керна, подвергнувшийся воздействию бурового раствора, и образец керна аналогичного литотипа с исходной, неповрежденной, пористостью.
Полученные данные о глубине и степени снижения пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
Изменение проницаемости породы может быть оценено по измеренным величинам коэффициента затухания продольной волны в образце керна, подвергнувшемся воздействию бурового раствора, и образце керна аналогичного литотипа с исходной неповрежденной пористостью, используя теорию Френкеля-Био-Николаевского.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.1 показаны ствол скважины 1, область 2 отбора (выбуривания) керна из пласта, зона 3 повреждения в окрестности скважины, неповрежденный пласт 4 и стенка скважины (граница ″скважина-пласт″) 5.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют отбор керна из стенки скважины (боковой отбор керна), область 2 на Фиг.1, например, с помощью грунтоноса или бокового керноотборника (примеры реализации подобных керноотборников описаны в патенте США №4950844 от 21 августа 1990 или патенте США №5487433 от 30 января 1996.
В общем случае, отобранный керн (область отбора 2 на Фиг.1) может включать как участок, затронутый воздействием бурового раствора (т.е. расположенный в зоне повреждения 3 на Фиг.1), так и участок, не затронутый воздействием бурового раствора (т.е. расположенный в неповрежденном пласте 4 на Фиг.1). В зависимости от глубины зоны повреждения соотношение между этими участкам керна может значительно меняться, вплоть до исчезновения одного из них.
Откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна акустическими (упругими) продольными волнами и измеряют скорость акустической продольной волны в отколотых (″исследуемых″) частях, например, согласно ГОСТ 21153.7-75. Породы горные. Метод определения скоростей распространения упругих продольных и поперечных волн. СССР 1975, пункты 2-4.
Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной волны и пористостью для данного литотипа породы, например аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского. Используя выбранную эмпирическую взаимосвязь и измеренные скорости акустической (упругой) продольной волны, определяют пористость исследуемых частей керна.
Сопоставляют измеренные значения пористости ϕi и значения референсной, т.е. неповрежденной пористости ϕref, характерной для данного литотипа породы, и определяют величину изменения (″повреждения″) пористости под воздействием бурового раствора согласно соотношению ϕi*=ϕi/ϕref.
Для определения глубины изменения (″повреждения″) пористости под воздействием бурового раствора от керна откалывают две и более части, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, осуществляют облучение каждой отколотой (″исследуемой″) части керна акустическими продольными волнами, измеряют скорости акустических продольных волн, определяют значения пористости ϕi в каждой исследуемой части и сопоставляют их со значения референсной пористости ϕref, характерной для данного литотипа породы. Глубину изменения (″повреждения″) пористости определяют как расстояние от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, при которой ϕi достигает значения ϕref, т.е. ϕi*=ϕi/ϕref становится близким к единице (ϕi*≈1).
В качестве референсной пористости могут быть использованы неповрежденная пористость аналогичного литотипа породы, если она известна из проведенных ранее исследований, или пористость, известная из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, или пористость, рассчитанная исходя из скорости акустических (упругих) продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, или пористость, рассчитанная исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, предварительно экстрагированной. За референсную пористость может быть принята пористость, измеренная для предварительно экстрагированного куска керна, например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. СССР, 1985.
Полученные значения измененной пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
Для определения изменения проницаемости дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литотипа породы и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литотипа, определяют величину изменения, т.е. повреждения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости ki и значения референсной, т.е. неповрежденной, проницаемости kref, характерной для данного литотипа породы. Величину повреждения проницаемости определяют как ki*=ki/kref. При исследовании двух и более частей керна, отколотых так, что они соответствуют различным расстояниям от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, определяют глубину изменения проницаемости как расстояние от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, при которой ki достигает значения kref, т.е. ki* становится близким к единице (ki*≈1).
За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литотипа породы, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, предварительно экстрагированной. За референсную проницаемость может быть также принята проницаемость, измеренная для предварительно экстрагированной части керна, например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. СССР, 1985.
В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
Claims (32)
1. Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора, в соответствии с которым:
- отбирают керн из стенки скважины,
- откалывают от керна по меньшей мере одну часть,
- осуществляют облучение отколотых частей керна продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн в каждой из отколотых частей,
- выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы,
- определяют пористость каждой облученной отколотой части керна, используя измеренные скорости акустической продольной волны и выбранную взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы, и
определяют величину изменения пористости путем сопоставления полученных значений пористости облученных отколотых частей керна и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы.
- отбирают керн из стенки скважины,
- откалывают от керна по меньшей мере одну часть,
- осуществляют облучение отколотых частей керна продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн в каждой из отколотых частей,
- выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы,
- определяют пористость каждой облученной отколотой части керна, используя измеренные скорости акустической продольной волны и выбранную взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы, и
определяют величину изменения пористости путем сопоставления полученных значений пористости облученных отколотых частей керна и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают известную неповрежденную пористость аналогичного литологического типа.
3. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.
4. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.
5. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.
6. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
7. Способ по п.1, в соответствии с которым перед осуществлением облучения и измерения скоростей акустических волн все отколотые части керна предварительно экстрагируют.
8. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют аналитическую зависимость.
9. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость в виде номограммы.
10. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
11. Способ по п.1, в соответствии с которым полученные значения измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
12. Способ по п.1, в соответствии с которым в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны, выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.
13. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа.
14. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.
15. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.
16. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.
17. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
18. Способ по п.12, в соответствии с которым перед осуществлением облучения и измерения коэффициента затухания акустических волн все отколотые части керна предварительно экстрагируют.
19. Способ по п.12, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость.
20. Способ по п.12, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют зависимость в виде номограммы.
21. Способ по п.12, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
22. Способ по п.1, в соответствии с которым от керна откалывают части, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины, и дополнительно определяют глубину изменения пористости.
23. Способ по п.22, в соответствии с которым в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны, выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину и глубину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.
24. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа.
25. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.
26. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.
27. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.
28. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
29. Способ по п.23, в соответствии с которым перед осуществлением облучения и измерения коэффициента затухания акустических волн все отколотые части керна предварительно экстрагируют.
30. Способ по п.23, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость.
31. Способ по п.23, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют зависимость в виде номограммы.
32. Способ по п.23, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013157418/28A RU2548406C1 (ru) | 2013-12-25 | 2013-12-25 | Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора |
| US14/581,458 US20150176398A1 (en) | 2013-12-25 | 2014-12-23 | Method for determining change of properties in a near-borehole zone of a formation due to invasion of a drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013157418/28A RU2548406C1 (ru) | 2013-12-25 | 2013-12-25 | Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2548406C1 true RU2548406C1 (ru) | 2015-04-20 |
Family
ID=53289301
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013157418/28A RU2548406C1 (ru) | 2013-12-25 | 2013-12-25 | Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20150176398A1 (ru) |
| RU (1) | RU2548406C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2636821C1 (ru) * | 2016-05-27 | 2017-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения механических свойств породы пласта-коллектора |
| CN115479992A (zh) * | 2021-05-31 | 2022-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三维数字岩心纵横波速度的确定方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU930188A1 (ru) * | 1980-05-23 | 1982-05-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ определени коэффициента эффективной пористости горных пород |
| SU1074991A1 (ru) * | 1982-03-31 | 1985-06-30 | Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Промысловой Геофизики | Способ определени состо ни ствола скважины |
| RU2132560C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1999-06-27 | Халилов Вячеслав Шамильевич | Способ оценки проницаемости горных пород |
| US20040034474A1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Petrophysical property estimation using an acoustic calibration relationship |
| WO2008094050A2 (en) * | 2007-02-02 | 2008-08-07 | Statoilhydro Asa | Measurements of rock parameters |
| RU2419819C2 (ru) * | 2007-02-06 | 2011-05-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ, система и скважинный прибор для оценки проницаемости пласта |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3512400A (en) * | 1967-04-13 | 1970-05-19 | Panametrics | Ultrasonic testing method |
| US5178005A (en) * | 1990-07-02 | 1993-01-12 | Western Atlas International, Inc. | Sample sleeve with integral acoustic transducers |
| US5253719A (en) * | 1992-06-15 | 1993-10-19 | Halliburton Company | Process for diagnosing formation damage mechanism through the use of radially oriented core samples cut from the wellbore wall |
| US5442950A (en) * | 1993-10-18 | 1995-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for determining properties of reservoir rock |
| CA2159518A1 (en) * | 1994-09-30 | 1996-03-31 | Daniel T. Georgi | Acoustic porosity sensor and method for determining continuous rock porosity using same |
| US6415648B1 (en) * | 1999-02-18 | 2002-07-09 | Colorado School Of Mines | Method for measuring reservoir permeability using slow compressional waves |
| OA12713A (en) * | 2001-10-24 | 2006-06-27 | Shell Int Research | Use of cuttings for real time attenuation prediction. |
| US7227355B2 (en) * | 2004-05-27 | 2007-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of detecting, quantifying and correcting borehole contaminations from multi-frequency, multi-sensitive-volume NMR logging data |
| US7472588B2 (en) * | 2007-04-18 | 2009-01-06 | Sorowell Production Services Llc | Petrophysical fluid flow property determination |
| US8681582B2 (en) * | 2007-12-27 | 2014-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method for sonic indication of formation porosity and lithology |
| US8619501B2 (en) * | 2010-04-06 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Ultrasonic measurements performed on rock cores |
-
2013
- 2013-12-25 RU RU2013157418/28A patent/RU2548406C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-12-23 US US14/581,458 patent/US20150176398A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU930188A1 (ru) * | 1980-05-23 | 1982-05-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ определени коэффициента эффективной пористости горных пород |
| SU1074991A1 (ru) * | 1982-03-31 | 1985-06-30 | Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Промысловой Геофизики | Способ определени состо ни ствола скважины |
| RU2132560C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1999-06-27 | Халилов Вячеслав Шамильевич | Способ оценки проницаемости горных пород |
| US20040034474A1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Petrophysical property estimation using an acoustic calibration relationship |
| WO2008094050A2 (en) * | 2007-02-02 | 2008-08-07 | Statoilhydro Asa | Measurements of rock parameters |
| RU2419819C2 (ru) * | 2007-02-06 | 2011-05-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ, система и скважинный прибор для оценки проницаемости пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2636821C1 (ru) * | 2016-05-27 | 2017-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения механических свойств породы пласта-коллектора |
| CN115479992A (zh) * | 2021-05-31 | 2022-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三维数字岩心纵横波速度的确定方法 |
| CN115479992B (zh) * | 2021-05-31 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三维数字岩心纵横波速度的确定方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150176398A1 (en) | 2015-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10995609B2 (en) | Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment closure rates and pressures using fluid pressure waves | |
| CN105468886B (zh) | 基于岩石物理学参数计算地层压力的方法 | |
| US10422916B2 (en) | Methods and systems for determining bulk density, porosity, and pore size distribution of subsurface formations | |
| CN103643949B (zh) | 一种储层含油气的定量预测方法及装置 | |
| CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| RU2548928C1 (ru) | Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя | |
| RU2580177C1 (ru) | Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя | |
| US20240003839A1 (en) | Method and system for determining geological models using spatial properties based on nuclear magnetic resonance data | |
| WO2019219153A2 (en) | Estimation of free water level and water-oil contact | |
| US11852576B2 (en) | Method for determining the pore size distribution in a reservoir | |
| RU2548406C1 (ru) | Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора | |
| RU2707311C1 (ru) | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах | |
| RU2468198C1 (ru) | Способ определения свойств продуктивного пласта | |
| Rojas et al. | Vp-Vs ratio sensitivity to pressure, fluid, and lithology changes in tight gas sandstones | |
| CN111077578A (zh) | 岩层分布预测方法和装置 | |
| RU2507500C1 (ru) | Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды | |
| Mahmoud et al. | An integrated workflow to perform reservoir and completion parametric study on a shale gas reservoir | |
| Warpinski et al. | In-situ stresses in low-permeability, nonmarine rocks | |
| Mitra et al. | Ultrasonic velocity measurement of sidewall cores for different stress paths | |
| Almalki et al. | Multifrequency full-waveform sonic logging in the screened interval of a large-diameter production well | |
| RU2236030C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве | |
| Zaslavskii et al. | Study of acoustic radiation during air stream filtration through a porous medium | |
| RU2728121C1 (ru) | Способ определения характеристик фильтрационного потока в околоскважинной зоне пласта | |
| Khairy et al. | Application of Successful New Downhole Fluid Sampling Technique in Ultra Low Permeability Reservoir in Abu Dhabi Onshore | |
| Novikov et al. | Tight gas Achimov formation evaluation and sampling with wireline logging tools: Advanced approaches and technologies |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191226 |