Способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта

 

Использование: при подсчете запасов месторождений нефти и газа. Сущность изобретения: бурят скважины. Отбирают образцы керна из продуктивного пласта. Для каждого образца определяют коэффициенты открытой пористости, нефтегазонасыщенности и фазовую проницаемость. Строят графики зависимостей фазовой проницаемости от коэффициента открытой пористости и от коэффициента нефтегазонасыщенности. Проводят испыта.ния продуктивного пласта в каждой скважине. Находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта. По нему на построенных графиках находят подсчетные значения коэффициента открытой пористости и коэффициента нефтегазонасыщенности. 2 ил., 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si>s Е 21 В 47/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4829133/03 (22) 28,05.90 (46) 15.02.93. Бюл. М 6 (75) А.И, Юрочко, Ю,В. Мотовилов, В,С. Свитенко и В,Г. Кресов (56) Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин.

М.: Недра. 1987, с, 258 — 318.

Жданов М, А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа, М.:

Недра, 1981, с. 140-142, 180-186, 396 — 388, 422. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОДСЧЕТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ ОТКРЫТОЙ flOP ÈÑÒOCÒÈ И Н Е ФТЕ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПРОДУКТИВНОГО

ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегаэопромысловой геологии, в частности к исследованию свойств продуктивных (нефтегазосодержащих) пластов (горизонтов), и может быть использовано при подсчете запасов местОрождений нефти и газа, Известны способы определения подсчетНых (средних) значений коэффициен гов откр@той пористости и нефтегаэонасыщенности продуктивного пласта по материалам геофизических исследований скважин (ГИС). включающие запись кривых скважинных промыслово-геофизических исследований, их интерпретацию с последующим определением искомых подсчетных параметров, Недостатком этих способов является низкая достоверность получаемых результатов для продуктивных пластов, по кото„„. Ж„„1795095 А1 (57) Использование: при подсчете запасов месторождений нефти и газа. Сущность изобретения: бурят скважины, Отбирают образцы керна из продуктивного пласта. Для каждого образца определяют коэффициенты открытой пористости, нефтегазонасыщенности и фазовую проницаемость, Строят графики зависимостей фазовой проницаемости от коэффициента открытои пористости и от коэффициента нефтегазонасыщенности. Проводят испытания продуктивного пласта в каждой скважине.

Находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта. По нему на построенных графиках находят подсчетные значения коэффициента открытой пористости и коэффициента нефтегазонасыщенности. 2 ил., 1 табл, рым отсутствует надежная петрофизическая база по керну для интерпретации ГИС или нет достоверных сведений о минерализации и составе пластовых вод, а также в случае опресненных пластовых вод.

Наиболее. близким по технической сущности к изобретению является известный способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта, включающий бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта из расчета не менее 3-х образцов из одного метра керна, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости и нефтегаэонасыщенности, определение нижних пределов кондиционного коллектора, разделение образцов на коллекторы и неколлекторы с по1 795095 следующим расчетом искомых подсчетных значений как среднеарифметических или средневзвешенных величин из определенных на образцах коллекторов значений коэффициентов открытой пористости и нефтегаэонасыщенности, Недостатком этого способа является низкая достоверность получаемых результатов, иэ-за того, что при бурении скважин керн из продуктивного пласта, как правило,,полностью не отбирается (по техническим, геологическим и др, причинам), вследствие чего определенные данным способом подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности могут существенно отличаться от действительных, что приводит к погрешностям в оценке запасов месторождений нефти и газа. Наиболее значительные погрешности этот способ дает в двух случаях: на стадии оперативной оценки запасов месторождений нефти и газа, связанных с новыми малоиэучнеными продуктивными пластами, когда количество проаналиэированных образцов керна весьма незначительно; на стадиях оперативной и окончательной оценки запасов месторождений нефти и газа, приуроченных к продуктивным пластам, сложенным рыхлыми, набухающими или другими породами, керн из которых плохо отбирается, Целью изобретения является повышение достоверности определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности про. дуктивного пласта, Поставленная цель достигается тем, что в способе определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта, включающем бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости (Kno) и нефтегаэонасыщенности (Кнг), дополнительно определяют фазовую проницаемость каждого из отобранных образцов керна (Кпр), по полученным данным строят графики зависимостей

Кпр=1(Кпо) и Кпр=1(К, ), проводят испытания продуктивного пласта в пробуренных скважинах, определяют его фазовую проницаемость в каждой скважине, находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта, по которому на построенных графиках находят искомые подсчетные .значения коэффициентов открытой пористости и нефтегаэонасыщенности.

Изобретение основано на следующем.

Подсчетные значения коэффициентов открытой пористости(Кпо, р) и нефтегазонасыщенности (К„,cp) известным способом зависят от освещенности продуктивного

5 пласта керном. Поскольку полная т.е. 100 ная, освещенность керном разрезов пласта по скважинам практически не достижима, то значения Êno. р и Кнг.ср и соответствую- щие им,средние значения фазовой проницаемости по образцам керна (Knp,cp) всегда в той или иной степени отличаются от действительных величин этих параметров, которыми обладает данный пласт. Обычно значения Кпо,ср,, Кнг. Ср и Кпр. Ср искажаются в сторону занижения, т.к, при бурении скважин керн хуже всего отбирается из лучших коллекторов. Фазовая проницаемость по результатам испытания (гидродинамических иссле20 дований) скважин(К пр) no ceoeA физической сути аналогична фаэовой проницаемости по керну(Кр), Однако значение К пр характеризует среднее значение фазовой проницаемости интервала испытания пласта в 5 скважине, а значение Кпр дает оценку фаэовой проницаемости лишь в единичной точке пласта, соизмеримой с объемом проанализированного образца керна.

Наиболее достоверную оценку фильтраЗ0 ционных свойств пласта дает среднее значение фазовой проницаемости по результатам испытания скважин (Knp,cp), т,к. это .значение, в отличие от значения К1р. р, не зависит от освещенности пласта керном.

З5 Между фильтрационными и емкостными свойствами пород обычно имеют место тесные связи.

Основываясь на указанных предпосылках и выполнив входящие в предложенный

40 способ действия, в,том числе определив по образцам керна значения Kno, Ksr, Knp и установив по этим значениям зависимости

Knp=f(Kno) и К р=1(Кнг) для конкретного продуктивного пласта, а также определив значение Knp.op по данным испытания скважин, можно по значению Knp. cp и полученным зависимостям определить Искомые подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, как

50 это показано на фиг. 1 и в чем и заключается суть предложенного способа. Подсчетные значения этим способом будут более достоверными, т,к„в отличие от известного способа они уже зависят от освещенности

55 пласта керном, Способ реализуется следующим образом.

Бурят скважины (или одну скважину) с отбором керна из продуктивного пласта в пределах конкретного месторождения неф1795095 ти или газа. В отличие от известного способа, нет необходимости стремиться обеспечить сплошной и полный отбор керна из пласта, t.ê. для реализации предложенного способа достаточно получение зависимостей Knp=f(Kno) и Knp=f(Ksr).

Отбирают образцы из поднятого керна для последующего определения на них знаЧаНИй Кпо, K„r И Кпр. В ОТЛИЧИЕ От ИЗВЕСТНОГО способа, нет необходимости отбирать боль- 10 шое количество образцов, которое при традиционной методике обычно исчисляется тысячами штук, э вполне достаточно отобрать 25-50 образцов, Отобранные образцы должны представлять все коллекторские 15 разности пласта, Определяют на каждом из отобранных образцов коэффициенты открытой пористости (К,о), нефтегаэонэсыщенности (К«) и зНачения фазовой проницаемости (Knp). 20

Значения Кпо, К«и Кпр определяют существующими лабораторными способами. Для ог1ределения К«вначале замеряют существующими лабораторными способами значение коэффициента остаточной водо- 25 насыщенности (Kso), а значение Кп рассчитывают по формуле К«--1-К>о, Значение !

Кпр для газовых пластов замеряют при фильтрации через образец с остаточной водой газа (воздуха), а для нефтяных пластов — 30 нефти.

Строят по полученным при лабораторных исследованиях образцов керна данным графики зависимостей Knp=f(Kno) и

Кпр=1(К«). Пример таких зависимостей для 35 прОдуктивных пластов Западно-Озерного газового месторождения Чукотки показан на фиг. 1. В отдельных случаях, когда для конкретного пласта отсутствует или является слабой зависимость Knp=f(Kno), но и рисут- 40 ствует тесная связь Knp=f(Kn>y), то для такого пласта с помощью предложенного способа можно определять подсчетное значение коэффициента эффективной пористости (Кпэф), представляющего произведение 45 коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности, Поскольку в формулы подсчета запасов нефти и газа входит произведение Kno.cp.К«.ср, то для подсчета запасов без разницы: опреде- 50 лять-ли раздельно значения Kro.cp u К«,ср или сразу определить значение Кпрф.ср.

Пример зависимости Knp=f(K»y) для продуктивного пласта Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения Камчатки 55 показан на фиг. 2. Испытывают продуктивный пласт в скважинах и определяют его фазовую проницаемость по результатам скважинных гидродинамических исследований по каждому обьекту испытания (К и,), т.е. получают ряд значений К пр, количество которых соответствует количеству испытанных объектов, Работы проводят по общепринятой при испытании нефтяных и газовых скважин технологии, Испытание пласта возможно как в эксплуатационной колонне скважины, так и в открытом (необсаженном) стволе скважины с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах (КИИ-146), Объект испытания может охватывать либо часть пласта в разрезе скважины, либо весь пласт, Однако желательно, чтобы интервал объекта испытания был однородным по материалам ГИС.

Находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта по данным испытания скважин (К np.cp). Значение К np.ср определяют как средневзвешенное по объему газовой или нефтяной залежи пласта конкретного месторождения. При таком определении К np.ср используют только значения К пр, полученные при испытании газовых или нефтяных обьектов. Для оценки

К пр,ср используют общепринятую в нефтяной геологии методологию определения ср дневзвешенных по объему залежи параметров.

Определяют искомые подсчетные значения коэффициентов открытой пористости (К no,ср) и нефтегаэонасыщенности (К нг.ср) по установленному значению К np.ср и выявленным зависимостям Knp=f(Kno) и Кпр= (К«) для конкретного продуктивного пласта. Методика определения указанных подсчетных параметров показаны на фиг. 1 и заключается в том, что на оси ординат графиков откладывают установленное по материалам испытания скважин значен .- К np.ср и находят по графикам соответствующие ему значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, которые и будут искомыми подсчетными значениями

K ïo.ср и К «.ср, Возможен и другой путь определения искомых значений К no ср и

K «.ср, аналогичный с вышеописанным по достигаемому результату и заключающийся в том, что устанавливают уравнения perpecсии выявленных зависимостей, подставляют в эти уравнения значение К пр,ср и находят искомые подсчетные параметры. В тех же случаях, когда отсутствует или является слабой зависимость Кпр=1(Кпо), но присутствует тесная зависимость Кпр=1(Кпрф), то для таких пластов с помощью -предложенного способа определяют подсчетное значение коэффициента эффективной пористости, как зто показано на фиг. 2.

Достоверность результатов, получаемых с помощью предложенного способа, 1795095

30

55 проверена на Нижне-Квакчикском газоконденсатном месторождении Камчатки, запасы которого были приняты ГКЗ СССР, причем подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и гаэонасыщенности определялись в то время известным способом и составили: кпп.ср,=0,21, Kr.ср.=0,45 или Кпэф.ср=0,21 0,45=0,0945. Это месторождение выбрано для проверки предложенного способа потому, что опре,деленные для него известным способом подсчетные значения можно принять в качестве эталонных, т,к. при разведке данного месторождения был достигнут весьма редкий в практике нефтегазоразведочных работ очень высокий вынос керна из продуктивного пласта, составивший в среднем 74, т.е, имела место очень высокая освещенность пласта керном, а в таких случаях, как следует иэ приведенных выше предпосылок предложенного способа, известный и предложенный способы должны давать близкие результаты. Следовало проверить это на практике. Для опробования предложенного способа выполнены необходимые действия, в том числе для продуктивного пласта месторождения принята показанная на фиг, 2 зависимость

Кпр=f(Kp y), т,к. зависимость Kgp=f(Kпp) для данного пласта недостаточно тесная. Среднее значение фаэовой проницаемости пласта по материалам испытания 16 газовых объектов в скважинах составило K(p,cp,=

=4,4 10 мкм, Используя это значение, по графику зависимости на фиг. 2 находим подсчетное значение Klieg,ср предложенным способом, составившее 0,095, Иными словами, получаем практическое равенство подсчетных значений известным способом

Кйэф=0,0945 и предложенным Кпэф=0,095, что свидетельствует о достоверности результатов, получаемых с помощью предложенного способа, и позволяет использовать

его при определении подсчетных значений продуктивных пластов, для которых известные способы имеют низкую достоверность.

Иэ данного примера хорошо видно и сопутствующее преимущество и редложенного способа, заключающееся в том, что при высокой достоверности получаемых результатов реализация предложенного способа требует меньших затрат средств, Так, в частности, для определения подсчетных значений Кпо.ср и Kr. cp известным способом на

Нижне-Квакчикском месторождении потребовалось отобрать большое количество керна, проанализировать около 1,5 тысячи образцов и определить соответствующее количество значений Кпо и Kr, в то время как предложенный способ при получении подсчетных значений такой же высокой достоверности позволил бы нэ данном месторождении резко сократить затраты по отбору керна и его лабораторным анализам, Вышеизложенные результаты опробования предложенного способа позволило внедрить его при оперативной оценке запасов Западно-Озерного газового месторождения Чукотки, связанного с недавно открытыми продуктивными пластами, из которых имелось незначительное количество керна, т,е. данное месторождение относится к объектам, для которых известный способ (прототип) может давать результаты низкой достоверности. Следует сказать, что и известные способы определения подсчетных значений по материалам ГИС (способыаналоги) дают для данного месторождения результаты, имеющие условный характер, по причине отсутствия надежной петрофизической базы по керну для интерпретации

ГИС, а также иэ-за наличия слабоминерализованных (опресненных) пластовых вод.

Продуктивные горизонты месторождения сложены рыхлыми, набухающими в водных растворах песчаниками и алевролитами.

Горизонты малоизученные. На момент внедрения имелось всего 19 проанализированных образцов, результаты лабораторных определений по которым приведены в тэблице. По этим результатам определены подсчетные значения Кпо.ср и Кг, ср известным способом, длячего вначале образцы были разделены на коллекторы и неколлекторы с помощью граничного для газосодержащего коллектора значения абсолютной газопроницаемости (К пр), принятого по аналогии с

Нижне-Квакчикским месторождением Камчатки равным 0,6 10 мкм., В соответствии с этим, образцы, имеющие значения К пр, превышающие 0,6 10 з мкм, были отнесены к коллекторам. Таких образцов коллекторов оказалось 14 (см. таблицу). Затем были рассчитаны подсчетные значения Кпо.ср и

Kr.ср известным способом как среднеарифметические величины из имеющихся определений Кпо и Кг по 14 образцам коллекторов.

Определенные таким образом подсчетные значения известным способом составили:

Кпо,ср=0,26, К .ср=0, 43. В дальнейшем определялись подсчетные значения предложенным способом, для чего вначале были определены значения Кпр по образцам керна (см. таблицу), построены по полученным данным графики зависимостей на фиг. 1, проведено испытание скважин и определено среднее значение фазовой проницаемости по материалам испытания скважин

-3 2

К пр cp =57 10 мкм с последующим опре10

1795095 делением, как это показано на фиг, 1, подсчетных значений предложенным способом, составивших в данном случае: Кп,ср=

=0,30, Кг.ср.=0,60.

Следовательно, известный способ дает 5 по Западно-Озерному месторождению значения Клр.ср=0,26 и Кг.ср=0,43, а предложенный способ дает значения Кс.ср.=0,30 и

Кг.ср=0,60, т.е. предложенный способ дает существенно более высокие значения, ко- 10 торые, исходя иэ предпосылок способа и результатов его опробования, являются бол е достоверными, чем значения, полученные известным способом, Поскольку в соответствии с формулами подсчета запа- 15 сов величина запасов находится в прямой пропорциональной зависимости от принимаеМых подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, то из приведенных результа- 20 бранных образцов керна, по полученным данным строят графики зависимостей фаэовой проницаемости от коэффициента открытой пористости и от коэффициента . нефтегазонасыщенности, проводят испытания продуктивного пласта в пробуренных скважинах, определяют его фазовую проницаемость в каждой скважине, находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта, по которому на построенных графиках находят подсчетные значения коэффициента открытой пористости и коэффициента нефтегазонасыщенности.

Формула изобретения

Способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегаэонасыщенности продуктивного пласта, включающий бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта, определение для каждого иэ отобранных образцов коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью повышения достоверности определения искомых параМетров, дополнительно определяют фазовую проницаемость каждого из ототов видно, что использование предложенного способа позволяет значительно повысить оценку запасов данного месторождения, т,е. дает возможность получить существенный дополнительный прирост разведенных запасов газа.

Таким образом, предложенный способ, обеспечивая повышение достоверности определения искомых подсчетных значений, позволяет получить значительные дополнительные приросты разведанных запасов нефти и газа, а также дает возможность существенно удешевить геологоразведочные работы за счет резкого сокращения отбора керна в скважинах и его лабораторных исследований. Поскольку геологоразведочные работы на нефть и газ ведутся в очень больших объемах, то использование предложенного способа в масштабах страны может дать громадный экономический эффект, 1795095

Продолжение таблицы о.ао

К пар

Редактор

Заказ 413 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Составитель А. Юрочко

Техред М.Моргентал

Фиг. 2

Корректор M. Керецман