RU2548928C1 - Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя - Google Patents

Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя Download PDF

Info

Publication number
RU2548928C1
RU2548928C1 RU2013156000/28A RU2013156000A RU2548928C1 RU 2548928 C1 RU2548928 C1 RU 2548928C1 RU 2013156000/28 A RU2013156000/28 A RU 2013156000/28A RU 2013156000 A RU2013156000 A RU 2013156000A RU 2548928 C1 RU2548928 C1 RU 2548928C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sample
pollutant
porous medium
porosity
acoustic waves
Prior art date
Application number
RU2013156000/28A
Other languages
English (en)
Inventor
Дмитрий Николаевич Михайлов
Никита Ильич Рыжиков
Александр Александрович Бурухин
Анна Викторовна Жарникова
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2013156000/28A priority Critical patent/RU2548928C1/ru
Priority to US14/573,712 priority patent/US20150168286A1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2548928C1 publication Critical patent/RU2548928C1/ru

Links

Images

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
    • G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
    • 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
    • E21B49/005—Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
    • 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
    • G01N29/02—Analysing fluids
    • G01N29/024—Analysing fluids 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
    • G01N29/04—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
    • G01N29/04—Analysing solids
    • G01N29/11—Analysing solids by measuring attenuation of acoustic waves
    • 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
    • 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
    • G01N2291/04—Wave modes and trajectories
    • G01N2291/042—Wave modes
    • G01N2291/0421—Longitudinal waves
    • 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
    • G01N2291/04—Wave modes and trajectories
    • G01N2291/048—Transmission, i.e. analysed material between transmitter and receiver
    • 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
    • G01N2291/10—Number of transducers
    • G01N2291/102—Number of transducers one emitter, one receiver

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Использование: для определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя. Сущность изобретения заключается в том, что размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды, осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн, на основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды, осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, осуществляют второе облучение той же части образца акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя. Технический результат: обеспечение возможности определения изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя. 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее компонентов бурового раствора.
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.
Буровые растворы представляют собой сложные смеси полимеров, частиц (размером от сотен микрометров до менее одного микрона), глин и других добавок, содержащихся в "несущей" жидкости - "основе" бурового раствора, в качестве которой может выступать вода, нефть или какая-либо синтетическая жидкость.
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 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 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).
Общепринятым лабораторным методом проверки качества бурового раствора является фильтрационный эксперимент по его закачке в образец керна с последующей обратной прокачкой (т.е. вытеснения 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 (т.е. 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.
Патент США No.2003/0217599, опубликованный 7 ноября 2003 года, содержит метод определения дефектов, содержащихся внутри пористых сред, таких как мембрана, используя плоские волны. Плоские волны генерируют быструю продольную волну и медленную продольную волну внутри исследуемой пористой среды. При этом быстрая продольная волна передает информацию о пористости исследуемой среды, а медленная продольная волна - информацию о присутствии дефектов в пористой среде или типах материалов, слагающих исследуемую пористую среду.
В патенте США №2009/0168596 от 2 июля 2009 заявляется 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 No. 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 No. 2011/0242938 декларируется определение одного из следующих параметров: однородность, целостность, литология образцов керна на основе полученного профиля скорости ультразвуковых волн.
Все отмеченные выше патенты направлены на определение свойств пористой среды, таких как пористость, характер насыщения, литология, исходя из аттрибутов волн, распространяющихся через образец исследуемой пористой среды. В них не предусмотрено определение изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя.
В соответствии с предлагаемым способом определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды, осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн. На основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды. Затем осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды и осуществляют второе облучение той же части образца продольными акустическими волнами и измерение скорости распространения продольных акустических волн. Используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя.
Предпочтительно излучатель и приемник ультразвуковых волн размещают так, чтобы оси их максимальной чувствительности совпадали.
В качестве образца пористого материала может быть использован керн горной породы, а в качестве загрязнителя - буровой раствор. Предварительно может быть проведено экстрагирование керна.
Пористость образца пористой среды может быть предварительно измерена.
В качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической 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 после проведения фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды дополнительно прокачивают пластовую жидкость, при этом закачку пластовой жидкости осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения перед каждым измерением скорости распространения продольных акустических волн образец пористой среды высушивают до полного удаления поровой влаги.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют скорости продольных акустических волн при первом и втором облучении в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя и определяют профиль измененной пористости.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения в качестве образца пористого материала используют керн горной породы, в качестве загрязнителя используют буровой раствор, а полученный профиль измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения наряду с определением изменения пористости определяют и изменение проницаемости, для чего в процессе первого и второго облучения образца продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны по меньшей мере в одной части образца. На основе характера насыщения образца пористой среды выбирают эмпирическую взаимосвязь между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью для данного типа пористой среды и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью для данного типа пористой среды? определяют изменение проницаемости.
В качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
Проницаемость образца пористой среды может быть предварительно измерена.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны при первом и втором облучении в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя и определяют профиль измененной проницаемости.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 в качестве примера приведена схема облучения образца керна ультразвуковыми волнами в различных точках вдоль его оси (направление фильтрации), на фиг.2 - результат измерения скорости продольной ультразвуковой волны в различных точках керна после проведение фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan), фиг.3 - результат расчета профиля измененной пористости вдоль керна после проведения фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan)
Предлагаемый неразрушающий способ регистрирования и профилирования изменения свойств пористой среды основан на анализе вариаций аттрибутов продольной акустической волны при ее прохождении через различные участки поврежденного и исходного неповрежденного образца пористой среды. В качестве примера рассмотрено применение ультразвуковых волн. Как показано на фиг.1, на противоположных поверхностях образца 1 пористой среды размещают излучатель 2 и приемник 3 акустических ультразвуковых волн. Осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца ультразвуковыми волнами и измеряют скорость распространения продольных ультразвуковых волн. На основе оцененной теоретически или предварительно измеренной (например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. СССР 1985) пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью волны и пористостью для данного типа пористой среды. Осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, направление 4 фильтрации показано на фиг.1. Осуществляют второе облучение той же части образца ультразвуковыми волнами и измеряют скорость распространения продольных ультразвуковых волн в этой части. Вариация скорости распространения продольной ультразвуковой волны используется для регистрации изменения пористости.
Реализация изобретения в соответствии с одним из изложенных ниже способов позволяет определить не только изменение пористости, но и изменение проницаемости пористой среды. С этой целью в процессе первого и второго облучения образца ультразвуковыми волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. На основе теоретически оцененной или предварительно измеренной (например, согласно стандартной методике, 15. ГОСТ 26450.2-85 Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. СССР 1985) проницаемости и характера насыщения выбирают эмпирическую взаимосвязь между затуханием волны и проницаемостью для данного типа пористой среды. Вариация коэффициента затухания или амплитуды продольной ультразвуковой волны используется для регистрации изменения проницаемости.
Общеизвестно, что скорость и коэффициент затухания акустических волн в пористой среде зависят от свойств последней, таких как пористость, проницаемость, сжимаемость и плотность 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. Springer Verlag, 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 аттрибутов 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. Коэффиент 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):
Figure 00000001
или
Figure 00000002
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 Ср (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, Глава 5, стр.7):
Figure 00000003
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:
Figure 00000004
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 снижения пористости может быть оценена по измеренным величинам скорости распространения (интервального времени пробега) продольной волны в загрязненном и исходном незагрязненном образце, 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. Р.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:
Figure 00000005
Где t L O G d
Figure 00000006
 и t L O G 0
Figure 00000007
 - интервальные времена пробега волны через поврежденную и неповрежденную породу, соответственно.
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 загрязненном и исходном незагрязненном образце, используя теорию Френкеля-Био-Николаевского.
В качестве примера реализации способа приведено измерение повреждения пористости и проницаемости, связанных с проникновением суспензии частиц SiC размером 5 мкм в образец песчанника Bentheimer проницаемости 3200 мД по воде и пористости 23.5%.
Поскольку песчанник Bentheimer является хорошо сцементированной породой, для него применимо эмпирическое уравнение среднего времени (1).
После измерения пористости и после проведения закачки суспензии частиц SiC образец устанавливался на специальный подиум с диаметральной системой позиционирования акустических датчиков. Для излучения и приема акустических волн использовались ультразвуковые преобразователи panametrics V103-RM, апертура датчика равнялась 1.3 см, а основная частота - 1 МГц. Система позиционирования позволяла устанавливать ультразвуковые преобразователи (излучатель и приемник) диаметрально и передвигать их вдоль образца. Шаг профилирования равнялся 2 мм. На каждом шаге измерялось время прохождении продольной волны, по которому рассчитывалась скорость.
Результат измерения скорости продольной ультразвуковой волны в различных точках керна после проведение фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan) представлен на фиг.2. Средняя скорость продольной волны в исходном "незагрязненном" образце составила около 2950 м/с (пунктирная линия на фиг.2).
Используя соотношение (4) проведен расчет профиля измененной пористости вдоль керна после проведение фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan), Фиг.3.

Claims (18)

1. Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя, в соответствии с которым:
- размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды,
- осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн,
- на основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды,
- осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды,
- осуществляют второе облучение той же части образца акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн, и
используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым излучатель и приемник акустических волн размещают так, чтобы оси их максимальной чувствительности совпадали.
3. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве образца пористого материала используют керн горной породы, а в качестве загрязнителя - буровой раствор.
4. Способ по п.3, в соответствии с которым предварительно проводят экстрагирование керна.
5. Способ по п.1, в соответствии с которым пористость образца предварительно измеряют.
6. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют аналитическую зависимость.
7. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость в виде номограммы.
8. 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.
9. Способ по п.1, в соответствии с которым после проведения фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды дополнительно прокачивают пластовую жидкость, при этом закачку пластовой жидкости осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.
10. Способ по п.1, в соответствии с которым перед каждым измерением скорости распространения продольных акустических волн образец пористой среды высушивают до полного удаления поровой влаги.
11. Способ по п.1, в соответствии с которым излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют скорости продольных акустических волн при первом и втором облучении образца акустическими волнами в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя, и определяют профиль измененной пористости.
12. Способ по п.11, в соответствии с которым в качестве образца пористого материала используют керн горной породы, в качестве загрязнителя используют буровой раствор, а полученный профиль измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
13. Способ по п.1, в соответствии с которым в процессе первого и второго облучения образца акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны по меньшей мере в одной части образца, на основе характера насыщения образца пористой среды выбирают эмпирическую взаимосвязь между затуханием волны или амплитудой и проницаемостью для данного типа пористой среды и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между затуханием волны или амплитудой и проницаемостью для данного типа пористой среды, определяют изменение проницаемости.
14. Способ по п.13, в соответствии с которым проницаемость образца предварительно измеряют.
15. Способ по п.13, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость.
16. Способ по п.13, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют зависимость в виде номограммы.
17. Способ по п.13, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
18. Способ по п.13, в соответствии с которым излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны при первом и втором облучении в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя, и определяют профиль измененной проницаемости.
RU2013156000/28A 2013-12-18 2013-12-18 Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя RU2548928C1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013156000/28A RU2548928C1 (ru) 2013-12-18 2013-12-18 Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
US14/573,712 US20150168286A1 (en) 2013-12-18 2014-12-17 Method for determining changes in parameters of a porous medium subjected to a contaminant

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013156000/28A RU2548928C1 (ru) 2013-12-18 2013-12-18 Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2548928C1 true RU2548928C1 (ru) 2015-04-20

Family

ID=53289528

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013156000/28A RU2548928C1 (ru) 2013-12-18 2013-12-18 Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20150168286A1 (ru)
RU (1) RU2548928C1 (ru)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11636352B2 (en) * 2020-05-13 2023-04-25 Saudi Arabian Oil Company Integrated advanced visualization tool for geosteering underbalanced coiled tubing drilling operations
US11519879B2 (en) 2021-01-25 2022-12-06 Saudi Arabian Oil Company Two methods of determining permeabilities of naturally fractured rocks from laboratory measurements

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU603933A1 (ru) * 1974-10-21 1978-04-25 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Геофизических Методов Разведки Ультразвуковой импульсный способ исследовани буровых скважин и устройство дл его осуществлени
SU656011A1 (ru) * 1976-11-15 1979-04-05 Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики Способ акустического каротажа
SU1492053A1 (ru) * 1987-11-26 1989-07-07 Казахский Научно-Исследовательский Институт Минерального Сырья Способ определени степени текстурной анизотропии горных пород
RU2071053C1 (ru) * 1993-08-06 1996-12-27 Алла Исааковна Гуревич Способ определения физико-механических свойств материалов
US20110242938A1 (en) * 2010-04-06 2011-10-06 Fernando Garcia-Osuna Ultrasonic measurements performed on rock cores
US20110283800A1 (en) * 2009-10-15 2011-11-24 Dispersion Technology Inc. Method for determining porosity, pore size and zeta potential of porous bodies

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1485703A2 (en) * 2002-03-19 2004-12-15 Millipore Corporation Ultrasonic detection of porous medium characteristics
US8681582B2 (en) * 2007-12-27 2014-03-25 Schlumberger Technology Corporation Method for sonic indication of formation porosity and lithology

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU603933A1 (ru) * 1974-10-21 1978-04-25 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Геофизических Методов Разведки Ультразвуковой импульсный способ исследовани буровых скважин и устройство дл его осуществлени
SU656011A1 (ru) * 1976-11-15 1979-04-05 Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики Способ акустического каротажа
SU1492053A1 (ru) * 1987-11-26 1989-07-07 Казахский Научно-Исследовательский Институт Минерального Сырья Способ определени степени текстурной анизотропии горных пород
RU2071053C1 (ru) * 1993-08-06 1996-12-27 Алла Исааковна Гуревич Способ определения физико-механических свойств материалов
US20110283800A1 (en) * 2009-10-15 2011-11-24 Dispersion Technology Inc. Method for determining porosity, pore size and zeta potential of porous bodies
US20110242938A1 (en) * 2010-04-06 2011-10-06 Fernando Garcia-Osuna Ultrasonic measurements performed on rock cores

Also Published As

Publication number Publication date
US20150168286A1 (en) 2015-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10641090B2 (en) Method for evaluating and monitoring formation fracture treatment using fluid pressure waves
US20160349389A1 (en) Method for developing a geomechanical model based on seismic data, well logs and sem analysis of horizontal and vertical drill cuttings
JP6739684B1 (ja) 地表下地層のかさ密度、気孔率、および気孔径分布を決定するための方法およびシステム
MX2007016591A (es) Metodo para determinar permeabilidad de yacimiento a partir de atenuacion de ondas de stoneley de pozo de sondeo utilizando teoria poroelastica de biot.
US7886591B2 (en) Method for improving the determination of earth formation properties
EA005692B1 (ru) Зависящая от частоты обработка и интерпретация (fdpi) сейсмических данных для идентификации, изображения и мониторинга насыщенных флюидом подземных месторождений
Hornby et al. Comparison of fracture apertures computed from electrical borehole scans and reflected Stoneley waves: an integrated interpretation
CA2678289A1 (en) Passively locating a porous oil, gas or water saturated system giving off its characteristic resonance response to ambient background noise
RU2548928C1 (ru) Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
RU2580177C1 (ru) Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Xie et al. Effect of microscopic pore structures on ultrasonic velocity in tight sandstone with different fluid saturation
US7679992B2 (en) Wettability from electro-kinetic and electro-osmosis measurements
RU2707311C1 (ru) Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах
RU2468198C1 (ru) Способ определения свойств продуктивного пласта
RU2548406C1 (ru) Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора
RU2507500C1 (ru) Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды
Almalki et al. Multifrequency full-waveform sonic logging in the screened interval of a large-diameter production well
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
RU2236030C1 (ru) Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве
Zhu et al. Seismoelectric measurements in a fractured borehole model
RU2098851C1 (ru) Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта
RU2478991C2 (ru) Способы и устройства для измерения фильтрационных потенциалов и определения характеристик подземного пласта
US20210116335A1 (en) Methods and Systems for Preparing Drill Cuttings for Measuring Petrophysical Properties of Subsurface Formations
Kalita et al. Acoustic Insights into Facies-Dependent Pattern and Characterization for Aiding Exploration and Sequestrations Efforts in Bassein Carbonate Formations

Legal Events

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

Effective date: 20191219