SU1726741A1 - Способ определени коэффициента остаточной водонасыщенности пород в пласте - Google Patents

Abstract

Использование: промыслова  геофизика и подсчет запасов нефти и газа дл  оценки возможности получени  безводных притоков углеводородов из пластов "переходной" зоны водонефт ного контакта залежи. Цель - повышение точности способа путем исключени  вли ни  вариаций минерализации пластовых вод. Сущность изобретени ; определ ют пористость пласта, скорость распространени  поперечных волн в пласте, после чего коэффициент остаточной водонасыщенности определ ют из выражени  Ko8=303,4-0,0506V5 6.6 Кп. где Vs - скорость распространени  поперечных волн, м/с; К„ - пористость, %. 2 та5л., 3 v.n,

Description

Изобретение относитс  к промысловой геофизике и может быть использовано при подсчете запасов нефти и газа и дл  оценки возможности получени  безводных притоков углеводородов из пластов переходной зоны водонефт ного контакта залежи.

Известен способ определени  коэффициента остаточной водонасыщенности, который получил по данным электрических каротажей (ЭК) широкое распространение благодар  высокой чувствительности электрического сопротивлени  к количеству минерализованных пластовых вод в порах пород. Остаточную водонасыщенность наход т во всем диапазоне изменени  глинистости , обычно определ емую из анализа кривых потенциалов самопроизвольной пол ризации .

водонасыщенности. пористости и удельного электрического сопротивлени  порйд. В интервале отбора керна определ ют минерализацию пластовых вод, коэффициент увеличени  удельного электрического сопротивлени  и относительную амплитуду самопроизвольной пол ризации. Стро т коррел ционные зависимости между остаточной водонасыщенностью и коэффициентом увеличени  электрического сопротивлени  дл  пород с заданными интервалами изменени  относительной амплитуды потенциалов собственной пол ризации. Полученные эталонные зависимости используют далее дл  определени  остаточной водонасыщенности по электрическим параметрам пластов.

Однако, высока  чувствительность кривых ЭК к изменени м минерализации и температур пластовых вод и промывочных жидкостей, изменение зон проникновени 

фильтра промывочной жидкости и кольмат;1ции затрудн ет эффективное использование способа, например, в засолоненных разрезах с неоднородным распределением минерализации пластовых вод, при измененл х температуры при смене промывочных жидкостей и др.

В этих случа х дл  получени  достоверных результатов необходимо производить учет вли ни  перечисленных факторов, что приводит к осложнению технологии скважинных измерений и методик интерпретации данных ЭК и увеличению стоимости работ.

В отдельных случа х, например, при глубоком проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт, определить коэффициент остаточной водонасыщенности по данным ЭК невозможно.

Наиболее близким к предлагаемому  вл етс  способ определени  коэффициента остаточной водонасыщенности из удельной площади поверхности породы, котора  определ етс  из пористости и проницаемости пласта. При этом, дл  определени  проницаемости пласта используютс  кинематические или динамические параметры волн Лэмба.

Сущность этого способа заключаетс  в том, что остаточна  водонасыщенность Ков св зана с удельной площадью поверхности порД коррел ционным уравнением

Ков 1-10-0°«32 -С°

где Со литологическа  константа.

Удельна  площадь поверхности пор Д определ етс  из соотношени  Козени

3 1

ККй , 2

д (-) Кпр

где К - константа Козени;

Кпр - проницаемость пласта.

Таким образом, дл  получени  достоверных значений остаточной водонасыщеннасти необходимо провести комплексные измерени  коэффициента остаточной водонасыщенности , удельной площади поверхнести пор, пористости и проницаемости образцов пород из исследуемого пласта, откапибровать проницаемость пород в зависимости от параметров волн Лэмба, найти константы К и Со и определить пористость по данным каротажей.

Известный способ имеет существенные недостатки: соотношение Кезени, используемое при расчетах, справедливо дл  простого типа капилл рной среды и не выполн етс  дл  реальных отложений со сложной структурой перового пространства: в случае глинистой корки на стенках скзажины величина проницаемости, получаема  по параметрам волн Лэмба, не характеризует истинную проницаемость пласта; отсутствует надежное петрофизическое обоснование св зи проницаемости и параметров волн Лэмба.

Способ рекомендуетс  только дл  оценочных суждений о величине коэффициента остаточной водонасыщенности пласта.

Цель изобретени  - повышение точности способа за счет исключени  вли ни  минерализации пластовых вод. Поставленна  цель достигаетс  тем, что в способе определени  коэффициента остаточной водонасыщенности пород в пласте, включающем определени  пористости пласта, определ ют скорости распространени  поперечных волн в пласте, а величину коэффициента остаточной водонасыщенности определ ют из выражени 

,4-0,0506Vs-6,6Kn, где Vs - скорость распространени  поперечных волн, м/с;

Кп - пористость, %.

В основе способа лежит положение, обоснованное теоретически и экспериментально , справедливое дл  терригенных пород , утверждающее, что скорости распространени  упругих волн завис т от величины объема порового пространства и от его структуры, обусловленной гранулометрическими характеристиками зерновой фракции, минеральным составом, первичной и вторичной цементацией пород.

Известно также, что структура порового пространства пород всецело обуславливает количество остаточной воды в порах породы .

Это обсто тельство позвол ет рассматривать остаточную водонасыщенность как эффективную суммарную характеристику структуры порового пространства и вводить в зависимость скорости упругих волн от пористости и структурных характеристик вместо показателей структуры породы остаточную водонасыщенность, Должна существовать тесна  коррел ционна  зависимость

(Kn, Ков) или(1)

(Kn, Vs),(2)

где Vs - скорость упругих волн в образце породы или пласте;

Кп - пористость образца породы или пласта;

Ков остаточна  водонасыщенность образца породы или пласта.

Дл  построени  св зей (1) и (2) может быть использована скорость поперечных волн, поскольку она не зависит от свойств насыщающих породу флюидов.

песчано-алевритовых пород по данным о величине их пористости и скорости распространени  поперечных волн; на фиг. 2 фрагмент литологического разреза с диаграммами метода собственной пол ризации, нейтронного и гаммакаротажа в сопоставлении с кривой скорости распространени  поперечных волн Vs и результатами прогноза остаточной водонасыщенности по предлагаемому способу. Скв. 3104 СреднеБалыкского месторождени  нефти, пласт на фиг. 3 - то же, .скв. 25 Обминского месторождени , пласт БСю.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Отбирают коллекцию образцов, характеризующих продуктивные горизонты исследуемого района. Собирают сведени  о глубине залегани  этих продуктивных пластов , их пластовой температуре и пластовом давлении. По этим данным согласно известным методикам рассчитывают горное и эффективное давление, испытуемое породами на глубине отбора.

На отобранных образцах определ ют: пористость Кп, например, методом взвешивани  сухого и водонасыщенного образца; коэффициент остаточной водонасыщенности Кво пр мым, капилл риметрическим или другим способами; на специальных установках измер ют скорости поперечных волн Vs. моделиру  услови  напр женного состо ни , соответствующие глубине отбора образцов, и пластовую температуру.

По результатам лабораторных измерений рассчитывают соотношение (2).

При этом предполагаетс  совпадение в пределах погрешностей измерени  значений скоростей, измер емых в лаборатории и в скважинах. Это обсто тельство справедливо дл  литологически однородных интервалов разреза, когда керн хорошо характеризует породу и в отсутствии вли ни  технологических факторов на результаты акустического каротажа. В случае тонкого переслаивани  пород различных литологических типов в изучаемом интервале разреза задача всегда осложн етс , также как и дл  других способов. В частности, на величину скорости начинает значительно вли ть частотна  дисперси  волн и анизотропи  пород. Дл  структурно однородных интервалов в диапазоне частот 10-400 кГц изменение скорости вследствие частотной дисперсии по многочисленным оценкам исследователей составл ет 1,5-2%, т.е..носит характер поправки, котора  может быть введена в результате измерений.

ное по результатам исследовани  коллакции , насчитывающей 134 образца с глубины 1600-1500 м, имеет вид

.4-0,056Vs-6,6Kn.(3)

5 где Ков коэффициент остаточной водонасыщенности , %;

Vs - скорость поперечных волн, м/с;

Кп - пористость, %.

Коэффициент множественной коррел 0 ции уравнени  (3) равен 0,89. Частный коэффициент коррел ции между Vs т Кво равен 0,72.

Уравнение (3) проверено по результатам независимой выборки образцов, не ЕО5 шедшей в массив обучени  (табл. 1). Расчетные значени  Кво сравниваютс  р определенными дл  этих же образцов с помощью центрифугировани . Табл. 1 демонстрирует надежность уравнени  в ин0 тервале пористости 10-30% и остаточной водонасыщенности 20-80%. т.е. дл  всех типов пород - коллекторов неокома центральной части Западной Сибири. Соответствующа  уравнению (3) палетка помещена на 5 фиг. 1.

Таким образом, при реализации способа в услови х аналогичных месторождени м нефти и газа Тюменской области известными геофизическими методами определ ют пористость и скорость поперечных волн исследуемого пласта, например, по данным нейтронных методов и акустического каротажа .

5Коэффициент остаточной водонасыщенности пласта определ ют по уравнению (3) или соответствующей ему палетке, использу  значени  пористости пласта Кп и скорости Vs.

0 Примеры использовани  эталонной зависимости (3) дл  определени  остато--:ной водонасыщенности продуктивных пластов Средне-Балыкского и Омбинского месторождений .

5 На фиг. 2 показан интервал разреза скв. 2104 Средне-Балыкского месторождени  нефти против продуктивного пласта БС i7 представленного алевролитами песчаными и песчаниками мелкозернистыми (27490 2759 м). В кровле пласта лежит карбонатный песчаник, отмечаемый на кривой НГК и по скорости поперечных волн Vs положительной аномалией. По результатам определени  на керне пористость карбонатного

Claims (1)

1. 5 пропластка 4,2%. Внутри песчаного пласта отмечаетс  тонкий карбонатный пропласток небольшой мощности на глубине 2758 м. Он зарегистрирован в керне (,7%) и на кривой НКТ, но вследствие небольшой мощности почти не виден на кривой скорости. По результатам опробовани  керна по 15 пробам средн   пористость пласта - коллектора 18,0% с изменени ми в пределах 15,3-19,7%, В подошве пласт глинизируетс  и пористость его составл ет 1112 ,0%. Скорость поперечных волн при переходе от песчано-алевритовой части разреза к глинистой измен етс  от 2300 м/с до 2100-2000 м/с. Значение в пласте-коллекторе равно 2300 м/с, а с 3%-ной поправкой за температуру (приводим к температуре 20°С) 2370 м/с. Использу  указанные значени  скоростей и среднюю величину пористости по керну, равную 18%, по уравнению (3) или по палетке на фиг, 1 определ ем остаточную водонасыщенность. Ков 303-0.056х2370-6,бх ,5%. Если не учитывать разницы в услови х измерени  скоростей поперечных волн в скважине и в лаборатории за счет температуры , то Ков 303-0,056х2300-6,6х .3 %. Обе оценки совпадают со средним значением остаточной водонасыщенности, определенной на 12 пробах из песчано-алевритовой чпсти пласта БСт, равным 52,4%. В табл. 2 даютс  расчеты остаточной водонасыщенности пласта BCi в различных его интервалах. Эти расчеты также свидетельствуют о хорошем соответствии контрольных измерений на керне и по предлагаемому способу. На фиг. 3 и в табл. 2 даетс  еще один пример реализации способа. Рассматриваетс  интервал разреза против пласта БСю Омбинского месторождени  нефти в скважине 25. Пласт представлен песчано-алевритовым пластом с плотным известковистым пропластком, отмечаемым аномалией на кривой НКТ и по скорости поперечных волн (глубина 2388-2392 м). Пористость пласта определена на кусочках керна. На зтих же кусочках определена ост ,аточна  водонасыщенность пород, как и в первом случае, с помощью стандартной методики на центрифуге. Значение скорости в верхней части пласта-коллектора искажено вли нием карбонатного пропластка и из| ен етс  от 1950 до 2500 м/с. Против середины пропластка величина скорости 2250м/с. Среднее значение пористости пропласгка по п ти пробам равно 22,0%. Использу  уравнение (3) определ ют остаточную водонасыщенность верхней части продуктивного пласта Если учесть температурную поправку к скорости,то Кво 303-0,056х2318-6,бх22,0; ,0%. Контрольные измерени  на кусочках керна показали, что величина остаточной водонасыщенности пласта равна 28,7%. Дл  нижней части пласта скорость поперечных волн равна 2000 м/с при пористости 24,0%. Таким образом, остаточна  водонасыщенность по уравнению (3) равна Кво 303-0,056х2000-6,6х24; ,6%. С учетом температурной поправки Кво 303-0,056х2060-6,6х24: ,2%, Контрольные измерени  остаточной водонасыщенности по четырем пробам дали среднее значение 24,0% с пределами изменени  19,0-28,1%. Таким образом, второй пример реабилитации способа также демонстрирует хороший результат, отличи  в оценках по стандартному и предлагаемому способам составл ют 0,7-8,6%, а в среднем - 4.7%, что не превышает ошибки измерени  остаточной водонасыщенности пород центрифугированием. Так как скорость поперечных волн не зависит от свойств промывочных жидкостей и насыщающего поры флюида, то способ можно использовать дл  определени  остаточной водонасыщенности в разрезах засолоненных пород, имеющих неоднородное распределение минерализации пластовых вод, и в случае нестабильной температуры пород, вскрытых скважиной и в пластах с большой зоной проникновени  бурового раствора . В зоне предельной нефтенасыщенности предлагаемым способом можно контролировать определение коэффициента нефтенасыщенности пород электрическими методами. Это позволит повысить достоверность измерений. Формула изобретени  Способ определени  коэффициента остаточной водонасыщенности пород в пласте , включающий определение пористости пласта, от л ичающийс   тем, что, с целью повышени  точности способа путем исключени  вли ни  вариаций минерализации пластовых вод, определ ют скорости распространени  поперечных волн в пласте, а величину коэффициента остаточной водонасыщенности определ ют из выражени 

   Таблица 1

   2386-2388

   2250 2332-2398 2000

   to.

   to60 tf

   ЗСТа&лица2

   28.0

   3,B

   28,8

   22,0 32.6 2k,0 29.2 23,9

   гбое ггоо неа ,ао ftuo iw гаоа itpo

   yj

   го Риг 1

   oj

   ««

   M

   tc

   J