RU2805293C1 - Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах - Google Patents
Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2805293C1 RU2805293C1 RU2023112762A RU2023112762A RU2805293C1 RU 2805293 C1 RU2805293 C1 RU 2805293C1 RU 2023112762 A RU2023112762 A RU 2023112762A RU 2023112762 A RU2023112762 A RU 2023112762A RU 2805293 C1 RU2805293 C1 RU 2805293C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coefficient
- porosity
- formation
- values
- maximum
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, предназначено для определения коэффициента эффективной пористости горных пород продуктивных и водонасыщенных интервалов и может найти применение при подсчете запасов и в гидродинамической модели пласта по глубине исследуемого разреза в скважине. Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах заключается в том, что предварительно на промытых неэкстрагированных контрастных по фильтрационно-емкостным свойствам образцах керна определяют коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, значения объемной плотности и интервального времени пробега продольной акустической волны в условиях, моделирующих пластовые. Проводят гранулометрический анализ образцов и определяют объемные содержания песчаной и алевритовой фракций в объеме породы. Затем путем регрессионного анализа определяют параметр линейной связи между объемными содержаниями песчаной и алевритовой фракции образцов, по которому находят коэффициент максимальной пористости пласта и объемное содержание глинистой фракции образцов, и параметр линейной связи между объемным содержанием глинистой фракции и коэффициентом остаточной водонасыщенности образцов, по которому определяют значение коэффициента минимальной остаточной водонасыщенности, соответствующего коэффициенту максимальной пористости пласта. После чего по значению коэффициента максимальной пористости пласта и значению коэффициента минимальной остаточной водонасыщенности определяют коэффициент максимальной эффективной пористости пласта и коэффициент граничной пористости для каждого образца. Путем анализа данных по полученной выборке устанавливают коэффициенты минимальной Кп гр min и максимальной Кп гр max граничной пористости пласта и путем регрессионного анализа определяют параметры C1, С2, С3, С4 линейных связей значений объемной плотности σ в г/см3 и интервального времени ΔT в мкс/м с коэффициентом пористости Кпв, %. Далее измеряют в скважине по глубине со стандартным шагом квантования значения объемной плотности σ плотностным гамма-гамма методом (ГГМ-П) и интервального времени пробега продольной акустической волны ΔT акустическим методом (AM) и рассчитывают коэффициент эффективной пористости в каждой точке по глубине исследования пласта в скважине. Технический результат заключается в оптимизации алгоритма определения коэффициента эффективной пористости пласта на основе данных двух независимых методов исследования путем комплексирования результатов лабораторных исследований кернового материала по модели реликтовой остаточной воды и геофизических исследований скважин, вскрывающих межзерновые (гранулярные) породы-коллекторы, и, как следствие, обеспечения повышения достоверности определения коэффициента эффективной пористости пласта за счет повышения объема контролируемой информации. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для определения коэффициента эффективной пористости горных пород продуктивных и водонасыщенных интервалов и может найти применение при подсчете запасов и в гидродинамической модели пласта по глубине исследуемого разреза в скважине.
Коэффициент эффективной пористости Кпэф, характеризующий долю объема пор в котором происходит течение пластовых флюидов, является важной петрофизической характеристикой коллектора и используется при выделении пластов-коллекторов, при построении постоянно действующих геолого-промысловых моделей месторождений нефти и газа, при подсчете запасов углеводородов, при определении эффективных и фазовых проницаемостей, при гидродинамическом моделировании процессов разработки нефтяного или газового месторождения.
Известны способы определения трещинной пористости пород, основанные на предварительном формировании набора образцов исследуемой породы, экспериментальном определении общей пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, определении скорости распространения продольной волны и общей пористости в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, расчете величины трещинной пористости для каждого из образцов исследуемой породы и определении поровой пористости, как разницы между общей пористостью и трещинной пористостью (RU 2516392, 2012 г., RU 2615051, 2015 г.).
Однако известные способы направлены на определение трещинной пористости и не обеспечивают получение информации об эффективной пористости пласта.
Известен способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна, включающий высушивание образца до постоянной массы, насыщение под вакуумом моделью пластовой воды, создание в образце остаточной водонасыщенности путем вытеснения воды вытесняющим флюидом до прекращения выхода воды за счет центрифугирования при максимальных оборотах или за счет создания максимального давления в капилляриметре с полупроницаемой мембраной, при этом используют для измерений образец после экстракции растворителями или после экстракции неагрессивным агентом или промытый неэкстрагированный образец, полностью насыщенный моделью пластовой воды образец взвешивают в модели пластовой воды и в вытесняющем флюиде, после создания остаточной водонасыщенности образец взвешивают в вытесняющем флюиде и определяют коэффициент эффективной пористости по соотношению разницы веса образца, полностью насыщенного моделью пластовой воды в вытесняющем флюиде, и веса образца, насыщенного вытесняющим флюидом и остаточной водой, к разнице веса полностью насыщенного образца в вытесняющем флюиде и веса полностью насыщенного образца в пластовой воде (RU 2483291, 2011 г.).
Предлагаемый способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород применим для случаев коллекторов с высоким содержанием разбухающей глинистой компоненты, а также образцов керна неэкстрагированных или экстрагированных с применением неагрессивных агентов.
Известен способ определения коэффициента эффективной пористости по данным метода ядерно-магнитного резонанса путем определения разности между пористостью и объемным содержанием воды, связанной с глинистым цементом в зависимости от содержания и типа цемента (US 5557200, 1996 г.). Указанный способ предусматривает проведение в скважине исследований методом ядерно-магнитного резонанса, а также специальной процедуры обоснования разделения сигнала от подвижной и связанной воды, что усложняет его реализацию.
Также известен способ определения коэффициента эффективной пористости по разности пористости и содержания глинистого цемента, при этом пористость определяют по зависимости ее изменения по глубине, которая формируется по результатам определения пористости в данном регионе. Глинистость определяется по данным гамма-метода или гамма-спектрометрии с использованием опорных пластов с максимальным и нулевым содержанием глинистого цемента и его плотности (US 4346592, 1982 г.).
Недостатком способа является отсутствие учета связанной воды матрицы (скелета) пласта, отсутствие учета неоднородности глинистого цемента, необходимость обоснования зависимости изменения пористости с глубиной, следствием чего является недостаточно высокая достоверность определения эффективной пористости.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ определения коэффициента эффективной пористости пласта по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и рассчитанных опорных характеристических значений физических параметров ГИС с использованием теоретических петрофизических моделей физических свойств коллектора для нескольких методов ГИС. Для расчета эффективной пористости проводится объединение парных сопоставлений методов ГИС с использованием оптимизационного алгоритма, основанного на ортонормализация Грама-Шмидта, требующего применения специализированного программного обеспечения (Коваленко К.В., Система петрофизического обеспечения моделирования залежей нефти и газа на основе эффективной пористости гранулярных коллекторов: специальность 25.00.10 "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых": автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. - Москва, 2015. EDN ZPUYWN, стр. 182-202).
В указанном способе при расчете опорных характеристических значений физических параметров требуется наличие априорной информации о составе и свойствах обломочной и тонкодисперсной фракций пласта-коллектора, их объемном содержании, использование справочных значений физических свойств компонентов породы и не регламентируются процедуры специальных петрофизических исследований на образцах керна, что ограничивает контроль входных данных и приводит к снижению достоверности определения эффективной пористости.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение достоверности определения коэффициента эффективной пористости горных пород продуктивных и водонасыщенных интервалов информирование диаграммы объективных значений коэффициента эффективной пористости по глубине исследуемого разреза в скважине, пригодных для использования при подсчете запасов и в гидродинамической модели пласта и обеспечивающих учет диапазона изменения коэффициента граничной пористости.
Указанная проблема решается описываемым способом определения коэффициента эффективной пористости в скважинах, заключающимся в том, что предварительно на промытых неэкстрагированных контрастных по фильтрационно-емкостным свойствам образцах керна определяют коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, значения объемной плотности и интервального времени пробега продольной акустической волны в условиях, моделирующих пластовые, проводят гранулометрический анализ образцов и определяют объемные содержания песчаной и алевритовой фракций в объеме породы, затем путем регрессионного анализа определяют параметр линейной связи между объемными содержаниями песчаной и алевритовой фракции образцов, по которому находят коэффициент максимальной пористости пласта и объемное содержание глинистой фракции образцов, и параметр линейной связи между объемным содержанием глинистой фракции и коэффициентом остаточной водонасыщенности образцов, по которому определяют значение коэффициента минимальной остаточной водонасыщенности, соответствующего коэффициенту максимальной пористости пласта, после чего по значению коэффициента максимальной пористости пласта и значению коэффициента минимальной остаточной водонасыщенности определяют коэффициент максимальной эффективной пористости пласта и коэффициент граничной пористости для каждого образца по следующей формуле:
где Кп, Кво - измеренные на керне коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, Кпmax, К п эф max - коэффициенты максимальной пористости и максимальной эффективной пористости пласта, все коэффициенты в долях единицы,
путем анализа данных по полученной выборке устанавливают коэффициенты минимальной Кпгрmin и максимальной Кпгрmax граничной пористости пласта и путем регрессионного анализа определяют параметры C1, С2, С3, С4 линейных связей значений объемной плотности σ в г/см3 и интервального времени ΔT вмкс/м с коэффициентом пористости Кпв % по формулам:
где параметры С1 и С3- отношения изменений значений объемной плотности и интервального времени к изменению коэффициента пористости; С2 и С4 - значения объемной плотности в г/см3 и интервального времени в мкс/м при коэффициенте пористости, равном нулю, n - число образцов,
с использованием полученных параметров С1, С2, С3, С4 рассчитывают значения интервального времени ΔT1 и объемной плотности σ1, соответствующие коэффициенту максимальной пористости Кпmax пласта, значения интервального времени ΔТ2 и объемной плотности σ2, соответствующие коэффициенту минимальной граничной пористости пласта Кпгрmin, и значения интервального времени ΔТ3 и объемной плотности σ3, соответствующие коэффициенту максимальной граничной пласта Кпгрmin, далее измеряют в скважине по глубине со стандартным шагом квантовании значения объемной плотности σ плотностным гамма-гамма методом (ГГМ-П) и интервального времени пробега продольной акустической волны ΔT акустическим методом(АМ), и рассчитывают коэффициент эффективной пористости в каждой точке по глубине исследования пласта в скважине по формуле:
где σ - значения объемной плотности по данным ГГМ-П, ΔT - значения интервального времени пробега продольной акустической волны по данным AM, σ1 и ΔT1 - значения объемной плотности и интервального времени, соответствующие коэффициенту максимальной пористости Кпmax, σ2 и ΔТ2 - значения объемной плотности и интервального времени, соответствующие коэффициенту минимальной граничной пористости Кпгрmin, σ3 и ΔТ3 - значения объемной плотности и интервального времени, соответствующие коэффициенту максимальной граничной Кпгрmax, Кп эф max - коэффициент максимальной эффективной пористости пласта в %, значения объемной плотности выражаются в г/см3, значения интервального времени пробега продольной акустической волны в мкс/м.
Достигаемый технический результат заключается в оптимизации алгоритма определения коэффициента эффективной пористости пластана основе данных двух независимых методов исследования путем комплексирования результатов лабораторных исследований кернового материала по модели реликтовой остаточной воды и геофизических исследований скважин, вскрывающих межзерновые (гранулярные) породы-коллекторы и, как следствие, обеспечения повышения достоверности определения коэффициента эффективной пористости пласта за счет повышения объема контролируемой информации.
Сущность способа заключается в определении коэффициента эффективной пористости пласта по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и рассчитанных опорных характеристических значений объемной плотности и интервального времени с использованием вычисленных параметров связей объемной плотности а и интервального времени с коэффициентом пористости по модели реликтовой остаточной воды и по установленным опорным характеристическим значениям коэффициентов пористости на образцах керна.
Способ осуществляют следующим образом.
Предварительно по керновому материалу определяют опорные характеристические коэффициенты пористости в исследуемом интервале.
Под характеристическими коэффициентами пористости понимаются коэффициент максимальной пористости Кпmax неглинистого пласта-коллектора, соответствующий ему коэффициент максимальной эффективной пористости Кпэфmax и коэффициенты граничной пористости пласта Кпгрmin и Кпгрmax при значениях Кво=100% или нулевых значениях коэффициента эффективной пористости.
Исследования проводят на промытых неэкстрагированных контрастных по фильтрационно-емкостным свойствам образцах.
При этом используют образцы керна с использованием модели реликтовой остаточной воды, физические свойства которой определяют в интервалах коллекторов с наихудшими фильтрационно-емкостными свойствами, в которых реликтовая остаточная вода преобладает.
Количество образцов выбирают согласно действующему РД 39-0147716-505-85 «Порядок отбора, привязки, хранения, движения, и комплексного исследования керна и грунтов нефтегазовых скважин», в соответствие с которым частота отбора образцов керна для комплексных лабораторных исследований определяется литологическим составом, изменчивостью физических свойств и характером насыщения изучаемых пород.
На отобранных образцах керна измеряют коэффициенты пористости Кп и остаточной водонасыщенности Кво, объемную плотность σ и интервальное время пробега продольной акустической волны ΔT в условиях, моделирующих пластовые.
Проводят гранулометрический анализ отобранных образцов и определяют объемные содержания песчаной и алевритовой фракций в объеме породы.
Затем путем регрессионного анализа определяют параметр линейной связи S1 в % между объемными содержаниями песчаной и алевритовой фракции образцов по формуле:
где Кпесч, Калев - объемные содержаний песчаной и алевритовой фракций в объеме породы в %, n - число образцов.
По рассчитанному параметру S1 находят коэффициент максимальной пористости пласта по формуле:
Кпmax=100-S1 (2)
и объемное содержание глинистой фракции образцов Кглв % по формуле:
Кгл=Кпmax-Кп (3)
Путем регрессионного анализа определяют параметр линейной связи S2 в % между объемным содержанием глинистой фракции и коэффициентом остаточной водонасыщенности образцов Кво по формуле:
где Кгл - объемное содержание глинистой фракции в %, Кво- коэффициент остаточной водонасыщенности %, n - число образцов, по которому определяют значение минимального коэффициента остаточной водонасыщенности Квоmin=S2 в %, соответствующего коэффициенту максимальной пористости пласта.
После чего рассчитывают коэффициент максимальной эффективной пористости Кп эф max в % по формуле:
Кп эф max=Кпmax(1-Квоmin/100) (5)
Далее для каждого образца определяют коэффициент граничной пористости по формуле:
где Кп, Кво - измеренные на керне коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, Кпmax, Кпэфmax - коэффициенты максимальной пористости и максимальной эффективной пористости пласта, все коэффициенты в долях единицы.
Проводят анализ полученных данных по всем образцам и выбирают коэффициенты минимальной Кпгрmin и максимальной Кпгрmax граничной пористости пласта.
Затем проводят регрессионный анализ полученных в ходе лабораторных измерений на образцах керна значений объемной плотности и интервального времени и определяют параметры C1, С2, С3, С4 линейных связей этих параметров с коэффициентом пористости по формулам:
где параметры С1 и С3 - отношения изменений значений объемной плотности и интервального времени к изменению коэффициента пористости; С2 и С4 - значения объемной плотности в г/см3 и интервального времени в мкс/м при коэффициенте пористости, равном нулю, n - число образцов,
Используя полученные параметры C1, С2, С3, С4 определяют:
- значения интервального времени ΔT1 и объемной плотности σ1, соответствующие коэффициенту максимальной пористости пласта Кпmax:
σ1=С1 ⋅ Кпmax+С2 (11)
ΔT1=С3 ⋅ Кпmax+С4, (12)
(при необходимости значения корректируют за влияние фильтрата промывочной жидкости и остаточной нефте- или газонасыщенности с использованием петрофизической модели неглинистого коллектора и стандартных методик интерпретации);
- значения интервального времени ΔТ2 и объемной плотности ⋅σ2, соответствующие коэффициенту минимальной граничной пористости пласта Кпгрmin:
σ2=C1 ⋅ Кпгрmin+C2 (13)
ΔT2=С3 ⋅ Кпгрmin+C4; (14
- значения интервального времени ΔT3 и объемной плотности ⋅σ3, соответствующие коэффициенту максимальной граничной пористости пласта Кпгрmax:
σ3=С1 ⋅ Кпгрmax+С2 (15)
ΔТ3=С3 ⋅ Кпгрmax+С4 (16)
Далее проводят геофизические измерения в скважине (ГИС)в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора и измеряют по глубине со стандартным шагом квантования значения объемной плотности а плотностным гамма-гамма методом (ГГМ-П) и интервального времени пробега продольной акустической волны ΔT акустическим методом(АМ).
Значения коэффициента эффективной пористости в каждой точке по глубине исследования в скважине находят по формуле:
Приведенная формула позволяет рассчитать коэффициент эффективной пористости с использованием значений объемной плотности ⋅σ и интервального времени ΔT по данным ГИС и параметров ΔТ1-3, σ1-2, Кпэф max, полученных по результатам лабораторных исследований керна, т.е. рассчитать среднее арифметическое значение эффективной пористости по данным двух независимых методов исследования, линейно связанных с пористостью, с использованием средних значений диапазона изменения физических параметров при нулевой эффективной пористости.
Ниже приведен пример осуществления способа.
Сформировали набор из 27 образцов песчаника, измерили коэффициенты пористости Кп, остаточной водонасыщенности Кво и значения объемной плотности σ. Сформировали набор из 6 образцов и измерили значения интервального времени пробега продольной акустической волны ΔТв условиях, моделирующих пластовые, результаты измерений представлены в таблицах 1 и 2.
Сформировали набор из 19 образцов песчаника, провели гранулометрический анализ с определением объемных содержаний песчаной и алевритовой фракций в объеме породы. Результаты анализа представлены в таблице 3.
Рассчитали путем регрессионного анализа параметр линейной связи S1 по формуле (1):
Рассчитали коэффициент максимальной пористости пласта по формуле (2):
Кпmax=100-S1=100-73.49=26.51%.
Рассчитали для каждого образца объемное содержание глинистой фракции в объеме породы по формуле (3), результат показан в таблице 1.
Рассчитали путем регрессионного анализа соответствующий коэффициенту Кпmax коэффициент остаточной водонасыщенности Квоmin=S2 (параметр линейной связи S2) по формуле (4):
- Рассчитали коэффициент максимальной эффективной пористости пласта по формуле (5):
Кп эф max=Кпmax(1-Квоmin/100)=26.51(1-0.0212)=25.95%.
- С использованием формулы (6) рассчитали для каждого образца коэффициент граничной пористости, результат показан в таблице 1.
Установили путем анализа данных по полученной выборке коэффициенты минимальной Кпгрmin=1.49% и максимальной Кпгрmax=8.08% граничной пористости пласта.
- Определили путем регрессионного анализа по формулам (7-10) параметры C1, С2, С3, С4 линейных связей значений объемной плотности σ1 и интервального времени ΔT1 с коэффициентом пористости:
- Рассчитали по формулам (11-12) с использованием полученных параметров C1, С2, С3, С4 значения интервального времени ΔТ1 и объемной плотности σ1, соответствующие коэффициенту максимальной пористости Кпmax пласта:
σ1=С1 ⋅ Кпmax+С2=-0.016 ⋅ 26.51+2.615=2.19 г/см3
ΔT1=С3 ⋅ Кпmax+С4=5.3786 ⋅ 26.51+148.18=290.78 мкс/м,
По формулам (13-14) определили значения интервального времени ΔТ2 и объемной плотности σ2, соответствующие коэффициенту минимальной граничной пористости Кпгрmin пласта:
σ2=С1 ⋅ Кпгрmin+С2=-0.016 ⋅ 1.49+2.615=2.59 г/см3
ΔТ2=С3 ⋅ Кпгрmin+С4=5.3786 ⋅ 1.49+148.18=156.20 мкс/м
и по формулам (15-16) значения интервального времени ΔТ3 и объемной плотности σ3, соответствующие коэффициенту максимальной граничной Кпгрmax пласта:
σ3=C1 ⋅ Кпгрmax+C2=-0.016 ⋅ 8.08+2.615=2.49 г/см3
ΔT3=С3 ⋅ Кпгрmax+С4=5.3786 ⋅ 8.08+148.18=191.64 мкс/м.
Измерили в скважине по глубине со стандартным шагом квантования значения объемной плотности σ плотностным гамма-гамма методом (ГГМ-П) и интервального времени пробега продольной акустической волны ΔT акустическим методом(АМ).
- Рассчитали коэффициент эффективной пористости в каждой точке по глубине исследования пластав скважине по формуле (17).
Например, измеренные в скважине на глубине ХХ48.0 м аппаратурой ГГМ-П значения объемной плотности составляют 2.34 г/см3 и измеренные аппаратурой AM значения интервального времени составляют 224.73 мкс/м. Тогда, по формуле (17):
Аналогично провели расчет коэффициента эффективной пористости на каждом кванте глубины исследования.
В таблице 4 приведены результаты измерений значений объемной плотности σ и интервального времени ΔT в скважине и результат расчета коэффициента эффективной пористости Кп эф.
Для сравнения рассчитали коэффициент эффективной пористости по результатам лабораторных исследований керна по формуле Кпэф=Кп (1-Кво/100).
На фиг. 1 приведены результаты измерений значений объемной плотности σ и интервального времени ΔT в скважине методами ГГМ-П и АМ и сравнение расчетов коэффициента эффективной пористости по ГИС (линия) с расчетами коэффициента эффективной пористости по результатам лабораторных исследований керна по формуле Кпэф=Кп (1-Кво/100)(маркеры).
Таким образом, предлагаемый способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород с использованием данных лабораторных измерений на образцах керна по модели реликтовой остаточной воды, обоснованием опорных характеристических параметров и использованием геофизических измерений в скважине (методы ГГМ-П и AM) позволяет повысить достоверность определения коэффициента эффективной пористости за счет комплексирования данных двух независимых методов исследования скважин, вскрывающих межзерновые (гранулярные) породы-коллекторы, включая коллекторы с высоким содержанием разбухающей глинистой или полиминеральной компоненты и неоднородных по величине остаточной водонасыщенности.
Предлагаемый способ позволяет рассчитать достоверные значения коэффициента эффективной пористости неоднородного пласта-коллектора для любого соотношения между коэффициентами пористости и остаточной водонасыщенности, в том числе, когда корректные статистические связи Кп(Кво) и Кпэф(Кп) отсутствуют.
Изобретение обеспечивает формирование диаграммы объективных значений коэффициента эффективной пористости по глубине исследуемого разреза в скважине, пригодных для использования при подсчете запасов и в гидродинамической модели пласта.
Claims (10)
- Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах, заключающийся в том, что предварительно на промытых неэкстрагированных контрастных по фильтрационно-емкостным свойствам образцов керна определяют коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, значения объемной плотности и интервального времени пробега продольной акустической волны в условиях, моделирующих пластовые, проводят гранулометрический анализ образцов и определяют объемные содержания песчаной и алевритовой фракций в объеме породы, затем путем регрессионного анализа определяют параметр линейной связи между объемными содержаниями песчаной и алевритовой фракции образцов, по которому находят коэффициент максимальной пористости пласта и объемное содержание глинистой фракции образцов, и параметр линейной связи между объемным содержанием глинистой фракции и коэффициентом остаточной водонасыщенности образцов, по которому определяют значение коэффициента минимальной остаточной водонасыщенности, соответствующего коэффициенту максимальной пористости пласта, после чего по значению коэффициента максимальной пористости пласта и значению коэффициента минимальной остаточной водонасыщенности определяют коэффициент максимальной эффективной пористости пласта и коэффициент граничной пористости для каждого образца по следующей формуле:
-
- где Кп, Кво - измеренные на керне коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, Кп max, Кп эф max - коэффициенты максимальной пористости и максимальной эффективной пористости пласта, все коэффициенты в долях единицы, путем анализа данных по полученной выборке устанавливают коэффициенты минимальной Кп гр min и максимальной Кп гр max граничной пористости пласта и путем регрессионного анализа определяют параметры C1, С2, С3, С4 линейных связей значений объемной плотности σ в г/см3 и интервального времени ΔT в мкс/м с коэффициентом пористости Кпв % по формулам:
-
-
-
- ,
- где параметры С1 и С3 - отношения изменений значений объемной плотности и интервального времени к изменению коэффициента пористости; С2 и С4 - значения объемной плотности в г/см3 и интервального времени в мкс/м при коэффициенте пористости, равном нулю, n - число образцов, с использованием полученных параметров C1, С2, С3, С4 рассчитывают значения интервального времени ΔT1 и объемной плотности σ1, соответствующие коэффициенту максимальной пористости Кп max пласта, значения интервального времени ΔТ2 и объемной плотности σ2, соответствующие коэффициенту минимальной граничной пористости пласта Кп. гр min, и значения интервального времени ΔТ3 и объемной плотности σ3, соответствующие коэффициенту максимальной граничной пористости пласта Кп гр min, далее измеряют в скважине по глубине со стандартным шагом квантования значения объемной плотности σ плотностным гамма-гамма методом (ГГМ-П) и интервального времени пробега продольной акустической волны ΔT акустическим методом (AM) и рассчитывают коэффициент эффективной пористости в каждой точке по глубине исследования пласта в скважине по формуле:
- ,
- где σ - значения объемной плотности по данным ГГМ-П, ΔT - значения интервального времени пробега продольной акустической волны по данным AM, σ1 и ΔT1 - значения объемной плотности и интервального времени, соответствующие коэффициенту максимальной пористости Кп max, σ2 и ΔТ2 - значения объемной плотности и интервального времени, соответствующие коэффициенту минимальной граничной пористости Кп гр min, σ3 и ΔТ3 - значения объемной плотности и интервального времени, соответствующие коэффициенту максимальной граничной пористости Кп гр max, Кп эф max - коэффициент максимальной эффективной пористости пласта в %, значения объемной плотности выражаются в г/см3, значения интервального времени пробега продольной акустической волны в мкс/м.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2805293C1 true RU2805293C1 (ru) | 2023-10-13 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU825879A1 (ru) * | 1978-08-17 | 1981-04-30 | Vni Geologorazvedochnyj Neftya | СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В СКВАЖИНАХ1Изобретение относитс к геолого-^ разведочнв?м работам на нефть и газ и может быть использовано при обосновании емкостных параметров в практике -подсчёта запасбв нефти и газа.При подсчете запасов газа объемным методом основными емкостными параметрами породы-коллектора вл ютс коэффициенты открытой пористости П10 и газонасьаценности К р. В формулу дл подсчета запасов эти коэффициенты вход т как произведение mj,- Кр, которое представл ет собой эффективную пористость П1эФ'Известны способы определени коэффициента эффективной пористости, в которых величину эффективной пористости по данным лабораторных исследований керна наход т какЭф,Г1-(к'Ов+ к'ОН)].где т,.' - коэффициент открытой пористости ; Kg. - коэффициент остаточнойводонасыщенности; Крц - коэффициент остаточнойнефтенасыщенности,а определение т^^ сводитс к нахож- -дению то , KQ^ и Кан(К(зв + KQH),которые представл ют собой долю пор, зан тых остаточными водой и нефтью, неизвлекаемыми при разработке,Ки Кнаход т косвеннымиf "•pa " "^ОН иал^млА 1^^-^^пили пр мыми методами flJ .Методы хорошо разработаны, достаточно просты и экспрессны, ноIQ применимость их ограничена, особен- но в случае гидрофобного коллектора или дл залежей, формирование которых не закончено. Косвенные методы определени KQ,^ например на приборе УИПК, колориметрический и другие, кроме того, сложны, трудоемки, требуют сложной аппаратуры. Способ нахождени т^ф на основе пр мых определений Кц^ и Кд, заключаетс в дистилл ции и- экстракции в аппаратах .типа Закса и СокслеТа изучаемых образцов коллекторов,тщательно загерметизированных тотчас же после извлечени керна иэ колонковой трубы при подъеме бурового инструмен-^^ та,и последующем определении г д. При этом оценка Коа проводитс на образцах, отобранных при бурении скважин на безводном (например, известково- битумном - ИБР, на нефт ной основе - РНО и др.) растворе, оценка же возмож-152030 |
| SU930188A1 (ru) * | 1980-05-23 | 1982-05-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ определени коэффициента эффективной пористости горных пород |
| US4346592A (en) * | 1979-03-06 | 1982-08-31 | Dresser Industries, Inc. | Method for determining effective reservoir porosity |
| RU2483291C1 (ru) * | 2011-11-07 | 2013-05-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна |
| RU2516392C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости пород |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU825879A1 (ru) * | 1978-08-17 | 1981-04-30 | Vni Geologorazvedochnyj Neftya | СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В СКВАЖИНАХ1Изобретение относитс к геолого-^ разведочнв?м работам на нефть и газ и может быть использовано при обосновании емкостных параметров в практике -подсчёта запасбв нефти и газа.При подсчете запасов газа объемным методом основными емкостными параметрами породы-коллектора вл ютс коэффициенты открытой пористости П10 и газонасьаценности К р. В формулу дл подсчета запасов эти коэффициенты вход т как произведение mj,- Кр, которое представл ет собой эффективную пористость П1эФ'Известны способы определени коэффициента эффективной пористости, в которых величину эффективной пористости по данным лабораторных исследований керна наход т какЭф,Г1-(к'Ов+ к'ОН)].где т,.' - коэффициент открытой пористости ; Kg. - коэффициент остаточнойводонасыщенности; Крц - коэффициент остаточнойнефтенасыщенности,а определение т^^ сводитс к нахож- -дению то , KQ^ и Кан(К(зв + KQH),которые представл ют собой долю пор, зан тых остаточными водой и нефтью, неизвлекаемыми при разработке,Ки Кнаход т косвеннымиf "•pa " "^ОН иал^млА 1^^-^^пили пр мыми методами flJ .Методы хорошо разработаны, достаточно просты и экспрессны, ноIQ применимость их ограничена, особен- но в случае гидрофобного коллектора или дл залежей, формирование которых не закончено. Косвенные методы определени KQ,^ например на приборе УИПК, колориметрический и другие, кроме того, сложны, трудоемки, требуют сложной аппаратуры. Способ нахождени т^ф на основе пр мых определений Кц^ и Кд, заключаетс в дистилл ции и- экстракции в аппаратах .типа Закса и СокслеТа изучаемых образцов коллекторов,тщательно загерметизированных тотчас же после извлечени керна иэ колонковой трубы при подъеме бурового инструмен-^^ та,и последующем определении г д. При этом оценка Коа проводитс на образцах, отобранных при бурении скважин на безводном (например, известково- битумном - ИБР, на нефт ной основе - РНО и др.) растворе, оценка же возмож-152030 |
| US4346592A (en) * | 1979-03-06 | 1982-08-31 | Dresser Industries, Inc. | Method for determining effective reservoir porosity |
| SU930188A1 (ru) * | 1980-05-23 | 1982-05-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ определени коэффициента эффективной пористости горных пород |
| RU2483291C1 (ru) * | 2011-11-07 | 2013-05-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна |
| RU2516392C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости пород |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КОВАЛЕНКО К.В., ЛАЗУТКИНА Н.Е., ПОНОМАРЕНКО О.М и др., "Определение проницаемости по данным геофизических исследований скважин на основе петрофизического инварианта", Актуальные проблемы нефти и газа, 2(37), 2022, с.17-25. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6792354B1 (en) | Method for determining reservoir fluid volumes, fluid contacts, compartmentalization, and permeability in geological subsurface models | |
| Nazemi et al. | The effect of carbonate reservoir heterogeneity on Archie's exponents (a and m), an example from Kangan and Dalan gas formations in the central Persian Gulf | |
| CA2692425C (en) | Method, program and computer system for scaling hydrocarbon reservoir model data | |
| US7054749B1 (en) | Method for determining reservoir fluid volumes, fluid contacts, compartmentalization, and permeability in geological subsurface models | |
| Abudeif et al. | New simulation technique to estimate the hydrocarbon type for the two untested members of Belayim Formation in the absence of pressure data, Badri Field, Gulf of Suez, Egypt | |
| RU2731842C1 (ru) | Способы и системы для определения объемной плотности, пористости и распределения размера пор подповерхностной формации | |
| Peng et al. | Estimating irreducible water saturation and permeability of sandstones from nuclear magnetic resonance measurements by fractal analysis | |
| Tavakoli et al. | How petrophysical heterogeneity controls the saturation calculations in carbonates, the Barremian–Aptian of the central Persian Gulf | |
| Ali et al. | Prediction of Cretaceous reservoir zone through petrophysical modeling: Insights from Kadanwari gas field, Middle Indus Basin | |
| Qin et al. | Fast prediction method of Archie’s cementation exponent | |
| Islam | Petrophysical evaluation of subsurface reservoir sandstones of Bengal Basin, Bangladesh | |
| Shalaby | Petrophysical characteristics and hydraulic flow units of reservoir rocks: Case study from the Khatatba Formation, Qasr field, North Western Desert, Egypt | |
| Feng et al. | Accurate determination of water saturation in tight sandstone gas reservoirs based on optimized Gaussian process regression | |
| Szabó et al. | Interval inversion based well log analysis assisted by petrophysical laboratory measurements for evaluating tight gas formations in Derecske through, Pannonian basin, east Hungary | |
| Agbasi et al. | Discrimination of pore fluid and lithology of a well in X Field, Niger Delta, Nigeria | |
| Mellal et al. | Multiscale Formation Evaluation and Rock Types Identification in the Middle Bakken Formation | |
| CN109826623A (zh) | 一种致密砂岩储层层理缝的地球物理测井判识方法 | |
| METWALLY et al. | A numerical approach to accurately estimate water resistivity (Rw) and saturation (Sw) in shaly sand formations | |
| RU2805293C1 (ru) | Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах | |
| Mirotchnik et al. | A novel method to determine NMR petrophysical parameters from drill cuttings | |
| Davies | Permeability Modelling of a Sandstone Reservoir in Parts of the Niger Delta | |
| RU2615051C1 (ru) | Способ определения трещинной пористости горных пород | |
| CN112230278B (zh) | 渗流场特征参数确定方法及装置 | |
| Yeltsov et al. | Petrophysical interpretation of time-lapse electromagnetic sounding in wells | |
| Liu et al. | Beyond volumetrics: Petrophysical characterization using rock types to predict dynamic flow behavior in tight gas sands |