SU1731944A1 - Способ определени аномально высоких поровых давлений в глинах - Google Patents
Способ определени аномально высоких поровых давлений в глинах Download PDFInfo
- Publication number
- SU1731944A1 SU1731944A1 SU894709323A SU4709323A SU1731944A1 SU 1731944 A1 SU1731944 A1 SU 1731944A1 SU 894709323 A SU894709323 A SU 894709323A SU 4709323 A SU4709323 A SU 4709323A SU 1731944 A1 SU1731944 A1 SU 1731944A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- clays
- elastic waves
- interval time
- clay
- matrix
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: нефтегазова геологи и геофизика, технологи вы влени и количественной оценки аномально высоких по- ровых давлений в глинах при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Отбирают образцы керна из слагающих буровой разрез глин, измер ют их пористость и интервальное врем пробега упругих волн. Определ ют интервальное врем пробега упругих волн в матрице глин. Аппаратурой акустического каротажа измер ют интервальное врем пробега упругих волн в пластах глин исследуемой скважины. Стро т и аппроксимируют зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от глубины дл условий нормального уплотнени . Аномально высокие поровые давлени в глинах на любой глубине качественно и количественно оценивают по отклонению фактической величины логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от линии нормального уплотнени . Положительный эффект: относительна ошибка определени уменьшаетс в 4-8 раз. 2 ил., 3 табл. (Л
Description
Изобретение относитс к нефтегазовой геологии и геофизике и может быть использовано дл вы влени зон аномально высоких поровых давлений и их количественной оценки при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа.
Известны способы вы влени зоны аномально высоких поровых давлений (АВПД) в глинах и оценки величин давлений по данным геофизических исследований в скважинах , например, электрического каротажа (см. Hottman С. E, and Johnson R. К. Estimation of formation pressures from
logderived shale properties. - Journ. Petr. Tehn., 1965. vol. 17, pp. 717-723). Показани метода нанос тс на график, где по оси абсцисс откладываетс значение логарифма удельного электрического сопротивлени в глинах, а по оси ординат - глубина, а выделение зоны АВПД и оценку поровых давлений выполн ют по отклонению истинного значени электрических параметров глин от значений, соответствующих нормальному уплотнению глин. Недостатком указанного способа вл етс сложность, а иногда и невозможность обоснованного построени линии нормального уплотнени глин в св зи с тем, что на удельное сопротивление глин
1
СА)
существенное вли ние оказывает соленость поровых под.
Наиболее близким по техническое сущности (базовым объектом и прототипом) вл етс способ вы влени зоны аномально высоких поровых давлений в глинах и их оценки по данным акустического каротажа (см. Hottman С. Е. and Johnson R. К. Estimation of formation pressures from logderived shale properties. - Journ. Petr. Techn., 1965, vol. 17, pp. 717-723). В скважине , вскрывшей излучаемый разрез, с помощью стандартной аппаратуры акустического каротажа измер ют интервальное врем пробега упругих волн в пластинах глин. Стро т график зависимости логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах от глубины, а зоны аномально высоких поровых давлений и величины давлений определ ют по отклонению точек графика от значений, соответствующих нормальному уплотнению глин; при этом за значение логарифма интервального времени пробега упругих волн, соответствующее нормальному уплотнению глин дл данной глубины, принимают его значение на пр мой линии, аппроксимирующей зависимость интервального времени пробега упругих волн в глинах от глубины.
Недостатком данного способа вл етс то, что принимаема за пр молинейную зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах (At) от глубины Н, соответствующа нормальному уплотнению глин, фактически таковой не вл етс (см. Альбом палеток и номограмм дл интерпретации промыслово-геофизических данных.-М.: Недра, 1984, рис. 135 на с. 166). Истинна зависимость Ig (At) f(H) вл етс криволинейной. Сопоставление фактических значений Ig (At) с аналогичными значени ми неверно построенной эталонной зависимости приводит к ошибкам в оценках поровых давлений, несвоевременному вы влению зон АВПД и, как следствие, к осложнени м и авари м в процессе проводки скважин.
Целью изобретени вл етс повышение точности определени аномально высоких поровых давлений в глинах. Поставленна цель достигаетс тем, что в способе, включающем измерение интервального времени пробега упругих волн в глинах, слагающих разрез буровой скважины , сопоставление полученных значений со значени ми, соответствующими нормальному уплотнению глин и определение пороговых давлений, из слагающих буровой
разрез глин отбирают образцы керна, измер ют их пористость и интервальное врем пробега упругих волн, определ ют по керну интервальное врем пробега упругих волн в
матрице глины, а при определении аномально высоких поровых давлений в качестве прогностического параметра используют разность интервальных времен пробега упругих волн в глинах и матрице глин.
Осуществление способа стало возможным благодар тому, что в результате промысловых и теоретических исследований авторами было установлено, что при условии нормального уплотнени глин существует линейна св зь между величиной логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах At и в их матрице AtM и глубиной залегани глин Н. Известно, что св зь пористости глин с
глубиной может быть представлена в виде (см. Foster J. В., Whallen Н. Е. Estimation of Formation Pressures from Electical Survey - offshore Louisiana. - J. Petr. Technol., 1966, vol. 18, №2, p. 166-171).
Ig Kn Ig Kn.o. - AH,(1)
где (gyn.cP 7н)1де const.
Здесь Кп, Кп.о. - пористость глин, соответственно , на заданной глубине Н и на земной поверхности;/ - коэффициент необратимого уплотнени породы; г - градиент нормального порового давлени ; д-ускорение силы т жести; уп.ср.-средн плотность пород в разрезе.
Реша совместно с (1) используемую в
акустическом каротаже формулу дл оценки коэффициента пористости на глубине Н (Ин- тенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследовани в скважинах. - М.: Недра, 1982, с. 81);
к At-AtM..
Kn Atx-AtM (2)
получаем
lg(At-AtM) lg(At0-AtM)-AH, (3) где At, AtM, A TOK и A to - соответственно,
интервальное врем пробега упругих волн в породе, в матрице, в жидкости и в породе на земной поверхности.
Из формулы (3) следует, что зависимость Ig (At - AtM) - f (H) вл етс линейной, что
позвол ет по нескольким замерам в верхних интервалах любой скважины построить точную эталонную пр мую Ig (At - AtM) f (H), и по отклонению фактических значений Ig (At - AtM) от эталонных качественно и
количественно оценивать АВПД на любых глубинах.
Предложенный способ обладает отличительными относительно прототипа существенными признаками (дополнительные
замеры пористости и At в образцах глин и др.). обусловливающими его соответствие критерию новизна.
За вителю не известны способы, решающие поставленную задачу в полном объе- ,ме и обладающие признаками, сходными с теми признаками, которые отличают предложенное техническое решение от прототи- па. Поэтому данное решение отвечает также критерию существенные отличи .
На фиг. 1 приведена зависимость между интервальным временем пробега упругих волн At и пористостью глин продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины; на фиг.2 - дл скв. 5 месторождени 28 Апрел изменение с глубиной интервального времени пробега упругих волн, соответственно, дл нормального и фактического уплотнени глин (кривые 1 и 11); разности интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице, соответственно, дл нормального и фактического уплотнени глин (кривые 2 и 21); градиентов поровых давлений, соответственно, по прототипу и предлагаемому способам (кривые 3 и 4); расхождени , соответственно, поровых давлений и их градиентов по прототипу и предлагаемому способам (кривые 5 и 6),
Предлагаемый способ реализован на скважине № 5 месторождени имени 28 Апрел , наход щегос в Южно-Каспийской впадине.
Из скважин, вскрывших на различных месторождени х разрез продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины, были отобраны образцы глин и замерены их пористость Кп по методу Преображенского и интервальное врем пробега упругих волн в образцах At.
Количество отобранных образцов по каждому месторождению и результаты замеров Кп и At приведены в табл. 1.
По данным табл. 1 построена зависимость At от пористости глин, представленна на фиг. 1, и путем экстрапол ции до значени коэффициента пористости, равного нулю, определено значение интервального времени пробега упругих волн в матрице глин А 1м, которое оказалось равным 155мкс/м. Полученна зависимость вл етс статистически устойчивой с коэффициентом коррел ции, равным 0,78.
В исследуемой скважине № 5 месторождени им. 28 Апрел в интервале 750-980 м, где отсутствие АВПД не вызывает сомнений , был осуществлен 21 замер интервального времени пробега упругих волн в глинах. Результаты замеров и соответствующих им значений (At - AtM) приведены в
табл. 2. По данным табл. 2 построены эталонные линейные зависимости нормального уплотнени глин (фиг. 2) по прототипу (пр ма 1) и предлагаемому способу (пр ма
2). Указанные зависимости статистически устойчивы с коэффициентами коррел ции соответственно 0,90 и 0,94.
Результаты последующих замеров At и соответствующих им значений (At - AIM) на
больших глубинах представлены в виде фактических зависимостей, соответственно, 11 и 21 на фиг. 2.
Количественна оценка поровых давлений осуществл лась по методу эквивалентных глубин: н
Р g dn.cp. Н - (g (Зп.ср. - rjcp) Нэ. (4) где Р -аномальное пороговое давление на глубине Н;
Нэ - эквивалентна глубина, соответствующа нормальному пороговому давлению и снимаема с эталонного графика зависимости Ig (At - AtM) f (H) дл предлагаемого способа и с графика Ig At f (H) дл протсэдпа; н,
dn.cp., 5п.ср. - средневзвешенные по мощности значени плотности глин на глубинах Н и Нэ;
г}ср- нормальный гидростатический градиент давлений;
g - ускорение силы т жести.
Результаты определени поровых давлений на различных глубинах представлены на фиг. 2 в виде графиков зависимости градиента порового давлени от глубины дл
прототипа (ломана 3) и предлагаемого способа (ломана 4), а также зависимостей абсолютного расхождени поровых давлений (ломана 5) и их градиентов (ломана 6) по прототипу и предлагаемому способам.
Как видно из фиг. 2, с ростом глубины
расхождение количественных оценок поровых давлений и их градиентов по прототипу и по предлагаемому способу увеличиваетс . Абсолютные значени этого расхождени
достигают, соответственно, по величине давлени - 6 МПа и по градиенту порового давлени - 0,0118 МПа/м; относительно расхождение достигает 15% и более.
Дл доказательства повышени точности определени АВПД по предлагаемому способу приведено сравнение количественных оценок поровых давлений по прототипу и по предлагаемому способу с манометрическими замерами пластового давлени в пластах, непосредственно контактирующих с излучаемыми пластами глин. Результаты определени значений поровых давлений в скважине 5 приведены в табл. 3.
Как видно из табл. 3, точность предлагаемого способа в скважине 5 месторождени им. 28 Апрел выше по сравнению с точностью прототипа в 4-8 раз.
Технико-экономическа эффективность предлагаемого способа обеспечиваетс повышением точности выделени зон АВПД и количественной оценки давлений. Это будет способствовать безаварийной проводке скважин в услови х АВПД, уменьшению потерь времени на ликвидацию осложнений и аварий, снижению расхода материалов и транспортных расходов, приросту добычи нефти и газа в результате успешного освоени продуктивных пластов.
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ определени аномально высоких поровых давлений в глинах, включающий измерение интервального времени пробега упругих волн в глинах, слагающих разрез буровой скважины, сопоставление полученных значений со значени ми, соответствующими нормальному уплотнению глин, и определение поровых давлений, о т- личающийс тем, что, с целью повышени точности определени давлений, из слагающих буровой разрез глин отбираютобразцы керна, измер ют их пористость и интервальное врем пробега упругих волн, определ ют по керну интервальное врем пробега упругих волн в матрице глин, а при определении аномальных высоких поровыхдавлений в качестве прогностического параметра используют разность интервальных времен пробега упругих волн в глинах и матрице глин.11173194412 Таблица 2Таблица 3J to is г.о is зо as Hn У. Риг. 44s i°0§х|. s;ч/ач StЪЬРуАу-OiuKff4TOHJ нчо t vc/f-yЪIsФиг 2
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894709323A SU1731944A1 (ru) | 1989-06-23 | 1989-06-23 | Способ определени аномально высоких поровых давлений в глинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894709323A SU1731944A1 (ru) | 1989-06-23 | 1989-06-23 | Способ определени аномально высоких поровых давлений в глинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1731944A1 true SU1731944A1 (ru) | 1992-05-07 |
Family
ID=21456158
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894709323A SU1731944A1 (ru) | 1989-06-23 | 1989-06-23 | Способ определени аномально высоких поровых давлений в глинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1731944A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104863577B (zh) * | 2015-04-09 | 2017-07-21 | 中国石油大学(北京) | 利用地震纵波传播时间预测地层孔隙压力的方法 |
-
1989
- 1989-06-23 SU SU894709323A patent/SU1731944A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Hottman С. E. and Johnson R. К. Estimation of formation pressures from logderived shaie properties. - Journ. Petr. Techn., 1965, vol. 17, pp. 717-723. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104863577B (zh) * | 2015-04-09 | 2017-07-21 | 中国石油大学(北京) | 利用地震纵波传播时间预测地层孔隙压力的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Bowers | Pore pressure estimation from velocity data: Accounting for overpressure mechanisms besides undercompaction | |
| Tixier et al. | Sonic logging | |
| US6721661B2 (en) | Method of distinguishing types of geologic sedimentation | |
| Smith | The case for gravity data from boreholes | |
| US5616840A (en) | Method for estimating the hydraulic conductivity of a borehole sidewall fracture | |
| US3208549A (en) | Seismic method of earth exploration | |
| AU7163498A (en) | Method for determining sedimentary rock pore pressure caused by effective stress unloading | |
| SU1731944A1 (ru) | Способ определени аномально высоких поровых давлений в глинах | |
| Stein | Mechanical properties of friable sands from conventional log data (includes associated papers 6426 and 6427) | |
| US20110093201A1 (en) | Method for evaluating fluid pressures and detecting overpressures in an underground medium | |
| Jageler | Improved hydrocarbon reservoir evaluation through use of borehole-gravimeter data | |
| Densley et al. | Quantification of uplift in the Carnarvon Basin based on interval velocities | |
| Ramadan et al. | Relation between hydrocarbon saturation and pore pressure evaluation for the Amal Field area, Gulf of Suez, Egypt | |
| Sethi | Well log applications in rock mechanics | |
| US6591673B1 (en) | Methods for identifying fluid types of underground formations | |
| Richardson et al. | Application of fault seal analysis techniques in the Western Desert, Egypt | |
| RU2069263C1 (ru) | Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов | |
| Draskovits et al. | Application of Geoelectric Methods Using Buried Electrodes in Exploration and MINING1 | |
| John et al. | Comparative Characterization of Petrophysical and Mechanical Properties of Siliciclastic Reservoir Rocks within a compressional structure of the Teapot Dome Oilfield, Wyoming, USA | |
| Fertl | Shale density studies and their application | |
| Hilchie | Reservoir Description Using Well Logs (includes associated papers 13412 and 13538) | |
| SU1702224A1 (ru) | Способ количественной оценки сверхгидростатических давлений пластовых флюидов | |
| Lubanzadio et al. | Variation of velocity with effective stress in chalk: Null result from North Sea well data | |
| Ausburn | Well log editing in support of detailed seismic studies | |
| RU2117318C1 (ru) | Способ поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых |