SU1148982A1

SU1148982A1 - Method of determining formation saturation character

Info

Publication number: SU1148982A1
Application number: SU833631324A
Authority: SU
Inventors: Олег Алексеевич Есипко; Борис Леонтьевич Александров
Original assignee: Esipko Oleg A; Aleksandrov Boris L
Priority date: 1983-08-10
Filing date: 1983-08-10
Publication date: 1985-04-07

Abstract

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЩЕНИЯ ПЛАСТА, включающий регистрацию в скважине геофизического параметра , характеризукмцегос малым радиусом исследовани , и определение пористости пласта, отличающийс тем, что, с целью повышени достоверности способа, измер ют давление в пласте, определ ют пористость водонасыщенного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщени пласта суд т по величине отношени определенных значений пористости, причем при величине этого отношени более двух -. пласт, нефтегазонасыщен, а при величине отношени менее 1,25 водонасыщен.METHOD FOR DETERMINING THE EXTENSION OF THE PLASTE SUPPORT, which includes recording a geophysical parameter in a well, characterizing a small study radius and determining the porosity of the formation, characterized in that, in order to increase the reliability of the method, the pressure in the formation is measured, the porosity of the saturated reservoir, which lies on the saturated reservoir, measures the pressure in the reservoir, determines the porosity of the saturated reservoir, which lies on the bed, and determines the porosity of the saturated reservoir, which is located in the reservoir, which determines the reliability of the method. the depth, and the nature of the reservoir saturation is judged by the ratio of certain porosity values, and with a ratio of more than two -. the reservoir is oil and gas saturated, and when the ratio is less than 1.25, it is water saturated.

Description

1 1 Изобретение относитс к нефтегаэодобывающей промьшшенности, в частности к нефтепромысловой геологии и геофизике, и может быть использовано дл вьиелени в разрезе нефтегазонасыщенньк пластов при бурении глубоки скважин. Известен гидродинамический способ пр мого определени характера насыщени пласта путем создани депресси на него и вызова притока флюида из пласта lj . Недостатком этого способа вл етс то, что выполнение работ не всегда возможно по геологическим причинам, требует остановки бурени на длитель ный срок и применени специального оборудовани . Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату вл етс способ определени характера насыщени пласта, осно ванный на анализе результатов геофизических исследований скважин, харак теризующихс различным радиусом иссле довани . Дл реализации известного способа требуетс комплекс методов, включающий метод сопротивлени , по которому получают информацию об удельном сопротивлении неизменной (незатронутой проникновением фильтрата бурового раствора) части пласта р , метод пористости (электрометрический, акустический или нейтронный каротажи) позвол ющий определ ть пористость пласта К и по ней оценивать величину относительного сопротивлени Р, и метод определени минерализации воды, насыщающей пласт р , по которым определ етс значение сопротивлени пласта дл случа его 100%-ного водонасыщени (pg). Характер насыщени коллекторов определ ют по величине отношени удельного электри ческого сопротивлени породы (рр) к ее сопротивлению в случае 100%-ного водонасьпцени (). Отнесение пласта к классу водонасьщ1енных или нефтегазонасыщенных проводитс по ве личине критического значени исследуемого параметра, предварительно устанавливаемого с учетом результатов испытаний z . Недостатком известного способа вл етс низка достоверность за счет значительной погрешности в опре делении удельного сопротивлени не2 затронутой проникновением фильтрата бурового раствора части пласта (/5) из-за глубокого проникновени фильтрата бурового раствора в пласты с низкими значени ми пористости (К $ i15-18%), котора характерна дл коллекторов , залегающих на больших глубинах, и вскрытии их на репрессии. Цепью изобретени вл етс повышение достоверности способа. Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу определени характера насыщени пласта, включающему регистрацию в скважине геофизического параметра, малым радиусом исследовани , и определение пористости пласта, измер ют давление в пласте, определ ют его пористость водонасьш е.нного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщени пласта суд т по величине отношени определенных значений пористости , причем при величине этого отношени более двух - пласт нефтегазонасыщен , а при величине отношени менее 1,25 водонасьш;ен. Физической основой предлагаемого способа вл етс имеюпщй место в реальных геологических услови х факт недоуплотнени нефтегазонасыщенных пластов по сравнению с наход щимис в аналогичных услови х водонасыщенньии за счет эффекта снижени темпа уплотнени коллекторов при заполнении их углеводородами. На фиг. 1 приведен пример кривых распределени пористости дл водонасыщенных (1) и нефтегазонасыщенных (2). интервалов испытаний пород; на фиг, 2 - зависимость изменени пористости пород с глубиной в интервале нормальных гидростатических пластовых давлений (1) ив интервале распространени аномально высоких пластовых давлений (2); на фиг, 3 - изменение пластовых давлений с глубиньй в интервале нормальных гидростатических пластовых давлений (1) и в интервале распространени (2); на фиг. 4 интегральные кривые распределени Кп отнощени пористостей Y Дл водонасьоценных (1) и нефтегазонасьнценных (2) интервалов испытаний пород. Способ осуществл ют следующим образом , В скважине провод т регистрацию геофизического параметра методом (зондом) с малым радиусом исследовани и определ ют пористость пласта (К). Измер ют давление в пласте Р и с учетом его определ ют пористость водонасыщенного пласта (К) по формуле1 1 The invention relates to the oil and gas industry, in particular to oilfield geology and geophysics, and can be used for the formation in the section of oil and gas reservoirs during the drilling of deep wells. A hydrodynamic method is known to directly determine the nature of a reservoir saturation by creating a depression on it and calling for fluid inflow from the reservoir lj. The disadvantage of this method is that the performance of work is not always possible for geological reasons, requires stopping the drilling for a long time and using special equipment. The closest to the invention according to the technical essence and the achieved result is the method of determining the nature of the reservoir saturation, based on the analysis of the results of geophysical surveys of wells, characterized by different research radius. To implement this method, a complex of methods is needed, including a resistivity method, which is used to obtain information on the resistivity of a constant (unaffected by penetration of drilling mud) of a part of the formation p, a porosity method (electrometric, acoustic or neutron logging) to determine the formation porosity K and to estimate the value of the relative resistance P, and the method of determining the salinity of water saturating the formation p, which determine the value of the resistance of the formation d instances it the 100% water saturation (pg). The nature of the reservoir saturation is determined by the ratio of the electrical resistivity of the rock (pp) to its resistance in the case of 100% water transfer (). The assignment of the reservoir to the class of water-bearing or oil-and-gas-saturated is carried out according to the critical value of the parameter under study, which is preset based on the results of test z. A disadvantage of the known method is low reliability due to a significant error in determining the resistivity of the part of the formation affected by the penetration of the mud filtrate (/ 5) due to the deep penetration of the mud filtrate into the formations with low porosity (K $ i15-18% ), which is typical for reservoirs located at great depths, and opening them up for repression. The chain of the invention is to increase the reliability of the method. The goal is achieved by the fact that according to the method of determining the nature of the reservoir saturation, including recording a geophysical parameter in a well, with a small radius of investigation, and determining the reservoir porosity, the pressure in the reservoir is measured, its porosity is determined at the same depth and the nature of the reservoir saturation is judged by the ratio of certain porosity values, and when this ratio is more than two, the reservoir is oil and gas saturated, and when the ratio is less than 1.25 assh; ene. The physical basis of the proposed method is that in actual geological conditions the fact that the oil and gas-saturated reservoirs are not compacted is less than the saturation due to the effect of reducing the rate of compaction of reservoirs when they are filled with hydrocarbons. FIG. Figure 1 shows an example of the porosity distribution curves for water-saturated (1) and oil-gas-saturated (2). rock test intervals; Fig. 2 shows the dependence of the porosity of rocks with a depth in the range of normal hydrostatic reservoir pressures (1) and in the range of distribution of abnormally high reservoir pressures (2); Fig. 3 shows the variation in reservoir pressure from the depths in the range of normal hydrostatic reservoir pressures (1) and in the distribution range (2); in fig. 4 integral curves of the distribution Kp of the ratio of porosities Y For water-estimated (1) and oil-gas-bearing (2) test intervals of rocks. The method is carried out as follows. In the well, the geophysical parameter is recorded by a method (probe) with a small radius of investigation and the formation porosity (K) is determined. The pressure in the reservoir P is measured and, taking into account it, the porosity of the water-saturated reservoir (K) is determined by the formula

, рп(1,-1)-(Ра-Ри), рп (1, -1) - (Ra-Ry)

вп.и in. and

, . Г. .M.), G.M.)

вп.аvp

.ни искома величина пористо ти водонасыщенного пласт при фактическом значении измеренного пластового давлени пористость того же водонасьщенного пласта при нормальном гидростатичес ком давлении Рц; (st коэффициент необратимого уплотнени . Величину К 5р f определ ют по экспериментальной зависимости изменени пористости водонасыщенньк пород с глубиной в случае нормальных гидростатических пластовьос давлений (фиг. лини 1). Дл получени этой зависимости на изучаемой территории (нефте газоносна провинци , бассейн, область ) при бурении скважин производ отбор керна и проб шлама пород. Дл этого могут быть использованы керны из опорных, параметрических, поисково-разведочных или структурно-картировочных скважин. Достаточна частота отбора кернов и проб 5-20% от про ходки скважин. Пробы анализируютс в лабораторны услови х стандартными методами с целью определени пористости пород и построени зависимости ее от глубины залегани (фиг. 2), а по данным промыслово-геофизических исследований и испытаний стро т зависимость изменени пластового давлени с глубиной, на которой вьщел ют интервалы распространени в разрезе водонасыщенньгх пластов с нормальными гидростатическими давлени ми (фиг. 3). По значени м пористости водонасыщенных пород залегающих в зоне распространени нормальных гидростатических давлений строитс зависимость Kg, ц «(11), котора в дальнейшем используетс дл определени величины Kg . Коэффициент необратимого уплотнени наход т по формулеNone of the known value of the porosity of a water-saturated formation at the actual value of the measured formation pressure is the porosity of the same water-saturated formation at normal hydrostatic pressure Pc; (st coefficient of irreversible compaction. The value of K 5p f is determined by the experimental dependence of the porosity of water-saturated rocks with depth in the case of normal hydrostatic pressure (Fig. line 1). To obtain this dependence in the study area (oil-gas province, basin, region) during the drilling of wells, core sampling and rock cutting samples are taken. For this, cores from reference, parametric, prospecting, exploration, or structural-mapping wells can be used. sampling of cores and samples 5–20% of the borehole flow. The samples are analyzed in laboratory conditions using standard methods to determine the porosity of the rocks and build its dependence on the depth (Fig. 2), and according to field geophysical surveys and tests the dependence of the change in reservoir pressure with the depth at which the distribution intervals in the section of water-saturated formations with normal hydrostatic pressures are selected (Fig. 3). Based on the porosity values of water-saturated rocks occurring in the zone of distribution of normal hydrostatic pressures, the dependence Kg, cf (11) is constructed, which is further used to determine the Kg value. The coefficient of irreversible compaction is found by the formula

йЧ yu

,пГ.10 ,И(1 tnUn 6h, PG.10, And (1 tnUn 6h

средний градиент измене- . ни пористости пород в исследуемом интервале Ah; значение коэффициента пористости в верхней части этого интервала. Когда давление в пласте равно условному гидростатическому, искомую величину пористости водонасыщенного пласта определ ют непосредственно по зависимости (Н)дл глубины залегани пласта. О характере насыщени пласта суд т по величине отнощени фактического К и найденного Kg, значений пористости. Дл этого используют установленные интегральные кривые распределени отношени n/i, дл водонасыщенных и нефтегазонасьпценных пластов. Причем при величине этого отношени более двух - пласт нефтегазонасыщен , а при величине отношени менее 1,25 - водонасыщен. Предлагаемый способ позвол ет по высить эффективность определени характера насыщени пластов в сложных геологических услови х, особенно при наличии глубокого проникновени фильтрата бурового раствора в пласт за счет использовани эффекта снижени темпа уплотнени коллекторов при заполнении их углеводородами, кроме того, он может быть широко использован на практике, прелзде всего на больших глубинах, в услови х снижени эффективности существующих способов определени характера насыщени . Геологическа эффективность предлагаемого способа заключаетс в сокращений пропусков интервалов продуктивных коллекторов и ошибочных рекомендаций к испытанию заведомо неперспективных объектов на больших глубинах. Экономическа эффективность предлагаемого способа заключаетс в снижении затрат, материальных средств и времени на проведение испытанийaverage gradient changes. nor the porosity of rocks in the Ah range under study; the value of the porosity coefficient at the top of this interval. When the pressure in the formation is equal to the conditional hydrostatic, the desired value of the porosity of the water-saturated formation is determined directly from the (H) relationship for the depth of the formation. The nature of the reservoir saturation is judged by the ratio of the actual K to the found Kg, the porosity values. For this purpose, the established integral distribution curves of the ratio n / i are used for water-saturated and oil-gas formations. Moreover, when this ratio is more than two, the reservoir is oil and gas saturated, and when the ratio is less than 1.25, it is water saturated. The proposed method makes it possible to increase the efficiency of determining the nature of reservoir saturation in complex geological conditions, especially if there is a deep penetration of drilling mud into the reservoir by using the effect of reducing the rate of reservoir compaction when filled with hydrocarbons, and it can also be widely used in practice Mostly at great depths, in conditions of decreasing the effectiveness of existing methods for determining the character of saturation. The geological efficiency of the proposed method lies in the reduction of gaps in the productive reservoir intervals and erroneous recommendations for testing obviously unpromising objects at great depths. The economic efficiency of the proposed method consists in reducing costs, material means and time for testing.

Claims

METHOD FOR DETERMINING THE CHARACTER OF SATURATION OF THE FORMATION, including the registration in the well of a geophysical parameter characterized by a small radius of the study, and determining the porosity of the formation, characterized in that, in order to increase the reliability of the method, pressure in the formation is measured, the porosity of a water-saturated formation lying at the same depth is determined , and the nature of formation saturation is judged by the ratio of certain values of porosity, moreover, when this ratio is more than two layers, it is oil and gas saturated, and when ratio of less than 1.25 was saturated.

• V ©

1,148,982 A