Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов

 

Использование: в области геологии, при подсчете запасов углеводородного сырья на вновь открытых месторождениях. Сущность изобретения: в скважине замеряют фоновую гамма-активность, производят закачку бурового раствора насыщенного индикатором. Продавливают его в пласт. Замеряют интенсивность гамма-излучения и производят повторную закачку бурового раствора насыщенного индикатором, определяют эффективную толщину и динамическую пористость пластов. Корректируют значение динамической пористости учитывая поправки на влияние перераспределения индикатора между твердой и жидкой фазами бурового раствора, между подвижной и неподвижной частями жидкости в поровом пространстве пласта и на глубину проникновения индикатора в пласт, а величину объема нефтенасыщенных пор определяют как сумму произведений скорректированной динамической пористости и эффективной толщины для каждого объемного объекта. 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области геологии, а именно, к подсчету запасов углеводородного сырья во вновь открытых месторождениях.

Целью настоящего изобретения является реализация возможности определения потенциальных (активных) запасов углеводородов в условиях залегания пластов и повышение достоверности расчета коэффициента динамической пористости.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе исследования продуктивных пластов, включающем фоновый замер гамма-каротажа (ГК), закачку γ-индикатора и продавку его в пласты с замерами интенсивности гамма-излучения после каждой операции с определением эффективной толщины (h_эф) и динамической пористости пластов (K_g) согласно изобретению отбирают пробу заполняющего скважину бурового раствора, отстаивают его и определяют коэффициент распределения индикатора в жидкой и твердой фазе бурового раствора, и вычисляют поправку на перераспределение индикатора между жидкой и твердой фазой бурового раствора, изготавливают насыпную многосекционную разборную модель пласта, определяют общую пористость модели, насыщают ее неактивированным фильтратом бурового раствора, оттесняют его "меченым" фильтратом бурового раствора в объеме, равном одному поровому объему модели разбирают ее полностью в направлении сверху вниз измеряют интенсивность g-излучения от каждого слоя, определяют зависимость изменения относительной интенсивности g-излучения индикатора от глубины проникновения его вглубь модели находят поправку к параметру динамической пористости на массообмен индикатора между подвижной и неподвижной жидкой фазой в поровом пространстве проницаемого пласта проводят на скважине в одном режиме две продавки индикаторной жидкости в пласты и одно оттеснение ее вглубь пласта неактивной жидкостью, с учетом результатов которых находят поправку к параметру динамической пористости за глубину проникновения индикатора в пласт и по результатам определений корректируют величину ранее вычисленного значения динамической пористости пластов на влияние переpаспределения индикатора между твердой и жидкой фазами бурового раствора, между подвижной и неподвижной частью жидкости в поровом пространстве пласта, за глубину проникновения индикатора в пласт, а величину объема нефтенасыщенных пор определяют как сумму произведений скорректированной динамической пористости и эффективной мощности для каждого подсчетного объекта.

Дополнительно проведенным поиском по смежным областям техники не подтверждена известность указанных признаков, поэтому можно предположить, что указанная совокупность признаков отвечает критерию "существенности отличий".

Способ осуществляется следующим образом. Перед проведением работ в исследуемом разрезе скважины снимают фоновый замер ГК. Раствор, вводимый в скважину метят радиоактивным веществом и помещают путем продавки по колонне бурильных труб в интервал исследуемых пластов. Снимают ГК для представления о распределении индикатора в интервале исследований (ГК-распределения). Затем в пласты индикатор продавливает путем выполнения возвратно-поступательных движений бурового инструмента на дистанцию 30 40 м. После промывки интервала исследований выполняют ГК-индикаторный. Затем полученные g-эффекты от проникновения радона в пласт сравнивают с тем его значением, который был бы получен, если бы раствор индикатора данной концентрации (о которой судят по ГК-распределению) проник в этот пласт на глубину свыше радиуса зоны исследований пласта по ГК. При этом пористость пласта считается равной эффективной, определенной согласно зависимости керн-геофизика. Данное сопротивление позволяет судить о степени насыщенности пласта индикатором, с учетом которой определяют значение динамической пористости. Для "насыщенных" пластов коэффициент динамической пористости определяют по формуле: (1) где I_n гамма-аномалия, обусловленная проникновением индикаторной жидкости в пласт; I_p интенсивность γ-поля, обусловленная индикаторной жидкостью в стволе скважины; d_п, δ_и, δ_р- плотность породы, индикаторной жидкости и бурового раствора соответственно; f(δ_и, ln) функция, характеризующая насыщенность индикаторной жидкостью ствола скважины по гамма-излучению; η_э, η_эр поправки, учитывающие положение прибора при проведении индикаторного ГК и ГК-распределения.

Затем в том же режиме, что и первая закачка, выполняют вторую закачку, которую завершают промывкой ствола скважины в объеме полцикла циркуляции по ее результатам контролируют пласты, охарактеризованные вышеуказанным приемом, как "насыщенные" по γ-излучению, находят пласты, для которых петрофизическая зависимость К_э (К_п) неверна, и для "ненасыщенных" пластов определяют приблизительно глубину проникновения индикаторной жидкости с использованием вида известно зависимости функции насыщения (рис. 1), так как по результатам однократной закачки это сделать сложно. После этого в интервале исследований закачивается жидкость, аналогичная жидкости-носителю, но не содержащая меченного вещества. Объем, которым ИЖ помещается в интервал исследований, берется из вышепроведенных закачек РВ. Неактивной жидкостью производится оттеснение индикатора вглубь пласта, результаты которого фиксируются по данным ГК-оттеснения. Данные этого ГК дают возможность определить глубину оттеснения (ln) индикатора вглубь пласта с использованием зависимости (рис.2) где I_о, I значения γ-активности до и после оттеснения.

Для тех пластов, против которых интенсивность в результате повторной закачки удвоилась или изменилась на величину, близкую к первому значению интенсивности, судить о глубине проникновения можно по результатам оттеснения индикатора вглубь пласта неактивным раствором. В работе "Перспективы радонового индикаторного метода" (Нефтяное хозяйство, 1988, N 9, c. 40-43) Юдиным В. А. и др. показано, что изменение относительной интенсивности g-излучения оторочки индикатора при оттеснении ее вглубь пласта не зависит от ее толщины и происходит по экспоненте (см. рис.2). Взяв отношение интенсивностей по каждому пласту можно найти точку на кривой 2 и соответствующую ей глубину l. Результаты оттеснения могут служить проверкой результатов повторной закачки индикатора для пластов, "насыщенных" индикаторной жидкостью, о которых говорилось выше.

Благодаря такому распределению технологических операций не требуется точно знать объем закачанной в пласты меченой жидкости, так как этот параметр в расчетах не используется. Однако при выборе режима закачки индикатора необходимо знать такой объем закачки, используя который можно создать зону проникновения индикатора даже в низкопроницаемые пласты. При этом можно воспользоваться формулой, предложенной Юдиным В.А.

(3) где средневзвешенное по толщине значение проницаемости; K^mi_прⁿ минимальное значение проницаемости исследуемых пластов; среднее значение пористости в исследуемом интервале; L_м минимально обнаружимая толщина зоны проникновения меченного раствора по данным ГК;
d_c диаметр скважины.

В расчетах V_min используются оценочные значения параметров , K_п, d_c. Параметр L_м оценивается, исходя из наименьшей пористости слабопроницаемых коллекторов , прогнозируемой концентрации индикатора в жидкости-носителе по известной в теории ГК формуле. Причем расчетное значение интенсивности от такого пласта, активированного индикатором должно быть выше удвоенного значения квадратного корня из фоновой γ-активности против этого пласта.

В случае несовпадения глубин l_n, имевших место после первой продавки и оттеснения, берут их среднее значение. С учетом уточненных данных о глубине определяют значение динамической пористости по формуле:
, (4)
Причем значения In и ln берутся по результатам первой закачки.

C целью повышения достоверности определения указанного коэффициента К_g опытным путем определяют поправки П₁ и П₂, ранее никем не определявшиеся и зависящие от доли индикатора, перераспределившегося между жидкой и твердой фазой бурового раствора (П₁) и неравномерности концентрации индикатора в пласте в радиальном направлении (П₂).

Лабораторным путем на моделях авторами было установлено, что влияние этих факторов на интенсивность, регистрируемую против пласта, и результаты определения динамической пористости может быть значительным.

Поправка (П₁) на перераспределение индикатора в буровом растворе находитcя следующим образом: отбирается проба бурового раствора, которая при отстаивании дает возможность получить около 0,5 л фильтрата (для удобства проведения эксперимента), причем отстаивание выполняется до получения фильтрата в объеме не менее 30% от общего объема пробы. При этом было найдено опытным путем что увеличение доли фильтрата мало изменяет значение поправки П₁. Известным способом с помощью установки, приведенной на рис. 3, находится коэффициент распределения индикатора в жидкой и твердой фазах бурового раствора. В обоих случаях заполняется аппарат Боброва изучаемой жидкостью, в систему (4) вводится индикатор, определяется интенсивность от него (I_о в камере (4), она герметизируется по системе циркулирует воздух с помощью насоса (3). В процессе циркуляции проводятся измерения интенсивности прибором (8,9) до стабилизации показаний γ-радиометра (I). Из уравнения баланса радона (для данной системы) коэффициент распределения индикатора можно записать так:
, (5)
где V_o объем сосуда (4) с индикатором;
V_в, V_ж объем воздушной и жидкой фаз системы.

Поправка П₁ находится, после того как определялось значение коэффициента распределения индикатора в фильтрате α_ф и твердой фазе α_тср по формуле:
, (6)
где V_ф объемная доля фильтрата в буровом растворе.

Эксперимент, выполненный по описанной схеме для известково-битумного раствора, показал, что из всего введенного в раствор количества радона 80% остается в фильтрате (дизельном топливе), а 20% переходит в твердую фазу, то есть поправка П₁ составила 0,8 для ИБР. Для каждого типа используемого при разбуривании площади раствора коэффициент определяется заново.

Влияние массообмена изотопа между подвижной и неподвижной жидкостью в поровом пространстве коллектора на показания γ-активности выполняется с помощью установки, показанной на рис.4.

Через насыпную секционную модель (1 4), заполненную вакуумным способом фильтратом бурового раствора пропускается раствор индикатора в фильтрате. При этом оценивается общий объем порового пространства модели. После пропускания фиксированного объема индикатора (равного одному поровому объему модели), пробы насыпной среды из каждой секции отбираются в кюветки одинакового объема и обмеряются на установке. Для анализа берется отношение интенсивности от каждой секции к максимальному ее значению. Полученные кривые (рис. 5) показывают, что после пропускания одного порового объема индикаторной жидкости через модель распределение радиоактивного вещества по длине модели неравномерное концентрация его снижается к выходной части модели. Исследования показывают, что отличие реального процесса вытеснения от поршневого объясняется перераспределением радиоактивного вещества из движущегося носителя в неподвижную пленку жидкости на твердой фазе породы. Этот процесс может привести к завышению значения динамической пористости по сравнению с действительным его значением. Завышение может быть большим (в 2 - 30 раз), если коэффициент распределения радиоактивного вещества в подвижной жидкости во много раз больше, чем в неподвижной жидкости, образующей пленку на поверхности (например, для водного раствора индикатора).

Поправка П₂ на массообмен индикатора из подвижной жидкости в неподвижную определяется по формуле:
(7)
где I_о, С_о максимальные значения интенсивности и концентрация индикатора по слоям модели (в данном случае С_о начальная концентрация R_н);
I_i, С_i интенсивность и концентрация индикатора в i-том слое модели.

Функция
(8)
а
F(I_i/I_o) = (b₁+b₂+1)·exp(-μδ_пX), (9)
где а₁, а₂, b₁, b₂ коэффициенты, зависящие от физико-химических свойств индикаторной жидкости и пластового флюида, определяемые экспериментально с помощью модели (рис.4);
μ массовый коэффициент поглощения g-излучения
Х толщина слоя модели до i-того.

Экспериментально было установлено, что в пределах изменения фракций насыпной модели 0,1 3 мм значения поправки П₂ мало изменяются при прочих равных условиях.

Элементарные активные объемы определяются для каждого геофизически однородного элемента и продуктивной толщи (пласта) по формуле:
V_эа K_gi·h_i, (10)
где h_i эффективная толщина пласта, определенная по данным индикаторного метода известным способом. Суммируя в скважине элементарные удельные активные объемы, входящие в подсчетный объект (скважину), определяют удельный активный объем по данной скважине.

Потенциальные активные запасы углеводородов определяются умножением на среднее значение плотности нефти и пересчетного коэффициента.

Все вышеизложенное подтверждается примером, который прилагается к материалам заявки.

Экономическая эффективность от применения предлагаемого способа определяется тем, что при более точной оценке запасов нефти и газа, более точно устанавливается их распределение по объему залежей. Это позволяет избежать дополнительных затрат на бурение необоснованно запроектированных добывающих скважин и обеспечить рациональный режим разработки, что приведет к увеличению нефтеотдачи пластов.

Пример
На скв. 4Т был проведен индикаторный метод по радону (ИМР) с целью определения потенциальных (линейных) запасов продуктивных отложений в интервале 5019,0-5247,0 м.

Исследуемые (отложения) пласты представлены карбонатными разностями каменноугольного возраста, чистыми от глинистого материала, плотными, трещиноватыми. Значения пористости, определяемой по комплексу ГИС, изменяются в пределах от 1,9 до 4,7%
Индикаторные исследования провели по следующей технологии (в соответствии с заявленным предложением):
Радон в количестве 15 МКи был введен в интервал исследования серией операций растворением его в 2,5 м³ фильтрата бурового раствора (в дизельном топливе), порционной закачкой этого объема в смеси с известково-битумным раствором (ИБР) агрегатом ЦА/320 (0,5 м³ индикатора, 1 м₃ ИБР) для получения равномерного распределения индикатора в интервале исследования, продавкой по колонне бурильных труб в интервал исследований (объем 44 м³). После снятия ГК-распределения радона в интервале исследований при поднятых бурильных трубах (выше интервала исследований) проведено расхаживание бурильного инструмента в интервале исследований (30 раз на одну "свечу") с целью формирования зоны проникновения активированного фильтрата в продуктивные пласты. Как показал опыт работ с радоновым индикатором этот способ является наиболее универсальным и можно добиться проникновения индикатора даже в низкоемкие (слабопроницаемые) коллектора (Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук "Разработка методики определения фильтрационно-емкостных свойств проницаемых пластов радоновым индикаторным методом" Киляков В.Н. М. 1990, 25 с.). Закачкой 30 см³ раствора по колонне бурильных труб не проникший в пласты меченый раствор смещен выше интервала исследований. Сделан замер ГК по продуктивной части разреза. Закачкой 30 м³ раствора в затрубье индикатор возвращен в интервал исследований и выполнены указанные выше операции по продавке индикатора в пласты. Промывка интервала исследований от остаточного радона совмещена с закачкой неактивного дизельного топлива в интервал исследований. После замера индикаторного ГК проведено расхаживание бурильного инструмента в том же режиме, что и при продавках (с той же скоростью спуска-подъема).

Третий индикаторный замер позволяет судить об оттеснении индикатора неактивной жидкостью вглубь пласта.

Полученные индикаторные кривые показаны на рис. 6 для участка исследуемого интервала.

Рассмотрение результатов исследований в комплексе с другими геофизическими методами НГК (ННК), КВ исследованиями керна дает возможность согласно алгоритму, изложенному в заявке оценить значения динамической пористости (табл.1). Причем глубина проникновения индикатора в пласты при первой продавке оценивалась по результатам двух продавок (1,2) и одного оттеснения (3) индикатора вглубь пластов (табл.1) и теоретическим кривым. Для того, чтобы уточнить полученные значения динамической пористости, провели ряд лабораторных определений по оценке влияния массообмена (формула) в заявке - коэффициента П₂). Причем для случая фильтрации дизельного топлива в нефтенасыщенный пласт коэффициента а₁ 0,87; а₂ 0,42.

Определялась опытным путем также поправка П₁ (формула 5) с помощью описанной выше установки. Она составила для раствора ИБР 0,8.

Объемным методом проведен подсчет запасов для каждого i-го интервала), для которого по ГИС принимается одно значение K_п оценивают три подсчетных параметра: эффективную толщину h_i, пористость K_пi, нефтенасыщенность К_нi и соответственно расчитывается элементарный удельный объем нефтенасыщенных пор.

V_эн K_пi · h_i · K_нi, (11)
Суммарная в скважине элементарные удельные объемы нефтенасыщенных пор по всем интервалам, входящим в подсчетный объект определяется удельный объем нефтенасыщенных пор по данной скважине
V_ун= ΣK_пi·h_i·K_нi, (12)
Затем по объекту подсчета строится карта равных удельных объемов нефтенасыщенных пор.

Начальные балансовые запасы нефти определяются умножением суммарного нефтенасыщенного объема на среднее значение плотности нефти и пересчетного коэффициента.

Извлекаемые запасы определяются умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения (β).

По рассматриваемой скважине были рассчитаны и просуммированы элементарные удельные объемы нефтенасыщенных пор.

V_у.н.= ΣK_пi·h_i·K_нi= 5,3696 , (13)
Используя данные индикаторного гамма-метода, определяем динамическую пористость каждого пласта и элементарный удельный активный объем по формуле
V_эа K_gi · h_i, (14)
Суммируя элементарные удельные активные объемы, определяем удельный активный объем по данной скважине
V_у.a.= ΣK_gi·h_i= 2,1615 , (15)
Предельный (физический) коэффициент нефтеотдачи по этой скважине равен
(16)
Рассчитанный коэффициент нефтеотдачи согласуется с величиной β, принятого для данного месторождения (β 0,417).

Извлекаемые запасы определяются умножением балансовых запасов на коэффициент вытеснения, который может быть определен либо на образцах керна данного месторождения, либо по результатам пробной эксплуатации или же по аналогии с подобным месторождением.

О работоспособности способа и его более высокой достоверности по сравнению со стандартным говорит следующий факт: по Котовскому месторождению по стандартной методике был проведен подсчет извлекаемых запасов, который составил 16 млн. тонн нефти, при этом коэффициент нефтенасыщенности был принят по керну 0,9, а коэффициент вытеснения 0,7.

В процессе эксплуатации месторождения было извлечено только 6 млн.тонн. На этом же месторождении был применен на стадии бурения (разведки) предлагаемый нами способ исследования продуктивных пластов.

Рассчитанные потенциальные (активные) запасы с использованием динамической пористости составили около 6,7 млн. тонн нефти, что отличается от реально извлеченных только на 10%

Формула изобретения

Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов, включающий замер фоновой гамма-активности, двукратную закачку бурового раствора, насыщенного индикатором, продавку его в пласты и оттеснение в глубь пластов с замерами интенсивности гамма-излучения после каждой операции, определение эффективной толщины и динамической пористости пластов и определение объема пор по результатам измерений, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности оценки активных запасов углеводородов, отбирают пробу закачиваемого бурового раствора, отстаивают ее, определяют коэффициент распределения индикатора в жидкой и твердой фазах бурового раствора, вычисляют поправку на перераспределение индикатора между ними, изготавливают насыпную многосекционную разборную модель пласта, определяют общую пористость модели, насыщают ее неактивированным фильтратом бурового раствора, оттесняют его фильтратом бурового раствора, насыщенного индикатором, в объеме, равном одному поровому объему модели, разбирают ее послойно в направлении сверху вниз, измеряют интенсивность гамма-излучения от каждого слоя, определяют зависимость измерения относительной интенсивности гамма-излучения индикатора от глубины проникновения его в глубь модели, находят поправку к параметру динамической пористости за массообмен индикатора между подвижной и неподвижной жидкими фазами в поровом пространстве проницаемого пласта, продавки в скважине бурового раствора, насыщенного индикатором, проводят в одном режиме, оттеснение в глубь пласта бурового раствора, насыщенного индикатором, проводят неактивным фильтратом бурового раствора, находят поправку к параметру динамической пористости за глубину проникновения индикатора в пласт и по полученным результатам корректируют ранее определенное значение динамической пористости пластов, учитывая поправки на влияние перераспределения индикатора между твердой и жидкой фазами бурового раствора, определяемое в результате исследования отобранной из скважины пробы, между подвижной и неподвижной частями жидкости в поровом пространстве пласта, и на глубину проникновения индикатора в пласт, определяемые в результате исследований на разборной модели, а величину объема нефтенасыщенных пор определяют как сумму произведений скорректированной динамической пористости и эффективной толщины для каждого подсчетного объекта.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7