Способ определения нефтегазоводонасыщенности коллектора

 

Изобретение относится к геофизике, в частности к способу определения коллекторных свойств нефтегазоводонасыщенных продуктивных пластов, а также установления вида насыщающих жидкостей в пористой среде. Сущность изобретения: в способе определения нефтегазоводонасыщенности, заключающемся в определении удельного электросопротивления и спонтанной поляризации по электрокаротажной диаграмме, определяют для всех значений по глубине нормализованные значения удельного электросопротивления и спонтанной поляризации как соотношение текущих их значений к максимальному, строят на фазовой плоскости диаграмму нормализованных значений удельного электросопротивления и спонтанной поляризации стратиграфически интересующих интервалов. О нефтегазоводонасыщенности интервалов коллектора судят по области на фазовой плоскости, в которой они находятся. Нефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 - 1,0 и спонтанной поляризации 0 - 0,3, водонефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 - 1,0 и спонтанной поляризации 0,3 - 1,0, водяная область и не коллекторы в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0 - 0,25 и спонтанной поляризации 0 - 1,0. Техническим результатом является повышение степени достоверности определения коллекторских свойств породы. 2 ил, 1 табл.

Изобретение относится к области геофизики, в частности к способу определения коллекторских свойств нефтегазоводонасыщенных продуктивных пластов, а также установления вида насыщающих жидкостей в пористой среде.

Существующие способы определения коллекторских свойств основываются на получении информации в результате воздействия электрическими, ультразвуковыми, γ-лучами и др. на насыщенную пористую среду. Каждый из существующих методов имеет свои преимущества и недостатки. Для достоверной интерпретации коллекторских свойств применяют комплексное исследование пластов с применением набора существующих методов. При этом существует вероятность смещения одной реализации относительно другой, что существенно снижает достоверность информации.

Наиболее близким является способ определения нефтегазоводонасыщенности коллектора путем обработки информации электрокаротажных диаграмм (1). По существующему способу определяется величина удельного электросопротивления, при этом руководствуясь, чем больше сопротивление, тем вероятнее нефтенасыщение. Подтверждение нефтенасыщения породы осуществляется сопоставлением интервала предполагаемого нефтенасыщения с видом реализации потенциала спонтанной поляризуемости.

Традиционный комплекс геофизических методов разведки, использующий электрические, радиоактивные и акустические методы для каротажа скважин позволяет при наличии современного оборудования обеспечения дать непрерывную оценку физико-механических и коллекторских свойств пород, пересеченных скважиной.

Однако переход разведочного бурения к изучению сложно-построенных тонкослоистых коллекторов требует использования нетрадиционных методов интерпретации. Нетрадиционные подходы к обработке и интерпретации каротажных данных могут применяться как на неразведанных месторождениях, так и на объектах, находящихся на продвинутой стадии разработки. В частности, может оказаться эффективным использование нетрадиционных методов, работающих с минимальным набором каротажных данных, например, только с каротажами электросопротивления и спонтанной поляризации. Рассматриваемая технология может обеспечить экономически выгодный ключ к продлению эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки.

Цель изобретения является повышение степени достоверности определения коллекторских свойств породы. Цель достигается тем, что в способе определения нефтегазоводонасыщенности, заключающемся в определении удельного электросопротивления и спонтанной поляризации по электрокаротажной диаграмме, определяют для всех значений по глубине нормализованные значения удельного электросопротивления и спонтанной поляризации, как отношение текущих их значений к максимальному, строят на фазовой плоскости диаграмму нормализованных значений удельного электросопротивления и спонтанной поляризации стратиграфически интересующих интервалов, и о нефтеводогазонасыщенности интервалов коллектора судят по области на фазовой плоскости, в которой они находятся, нефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 -1,0 и спонтанной поляризации 0 - 0,3, водонефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 - 1,0 и спонтанной поляризации 0,3 - 1,0, водяная область и не коллекторы в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0-0,25 и спонтанной поляризации 0-1,0.

Предложенный метод фазовой плоскости основан на обработке информации электрокаротажных диаграмм и заключается в построении и анализе двух синхронных реализаций.

Для повышения точности прогнозов при выявлении продуктивных интервалов предложен новый метод фазовых плоскостей, основанный на построении диаграмм фазовой плоскости нормализованных значений удельного электросопротивления (ρ) и спонтанной поляризации (SP).

Результат исследований.

На 5 скважинах месторождения с перфорированными интервалами по электрокаротажным диаграммам, в зависимости от глубины, определяли значения ρ и SP, определяли максимальные значения ρ_max и SP_max, нормализовались значения ρ и SP путем деления текущего их значения на максимальное значение. Строилась диаграмма на фазовой плоскости нормализованных значений ρ - SP для перфорированных интервалов, т.е. для интервалов известной добычи. В результате было установлено, что нефтегазовая область на фазовой плоскости находится в интервале нормализованных значений удельного сопротивления 0,25 - 1,0 и спонтанной поляризации 0 - 0,3, водонефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 -1,0 и спонтанной поляризации 0,3-1,0, водяная область и не коллекторы в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0 - 0,25 и спонтанной поляризации 0 - 1,0, так как данные каротажных исследований нормализованы, то цифровые результаты определения вышеуказанных 3-х областей фазовой плоскости применимы для различных месторождений.

На фиг. 1 изображена диаграмма SP - ρ на фазовой плоскости скв. 3110 интервала 774 - 793 м, на фиг. 2 - карта линеаризированных координат скв. 3110, интервала 300 - 318 м.

Конкретный пример реализации способа.

В перфорированном стратиграфически интересующем интервале (2 т нефти и 4 т воды в сутки) - 774 - 793 м скважины 3110 месторождения определяли: 1. По каротажной диаграмме значения ρ и SP.

2. Из всех значений целого стратиграфически интервала ρ и SP выбирают максимальные.

3. Нормализуют значения ρ и SP путем деления их на максимальные значения для целого стратиграфического интервала (ρ_max SP_max) (см. табл. 1) Для данной скважины ρ_max = 21 ом/м, SP_max = 38 мB.

4. По нормализованным значениям ρ и SP строится диаграмма фазовой плоскости (см. фиг.).

5. Определяют местоположение точек диаграммы в определенных областях фазовой плоскости. Как видно из диаграммы: точки 1 - 6 находятся в области нефтяной (I) и водонефтяной (II), остальные точки 7 - 19 находятся в области (III) не коллектора или коллектора, насыщенного водой. Следовательно, точки 1 - 6, соответствующие интервалу 774 - 780 м при перфорации дали бы нефть и немного воды (3, 4, 6). Интервал 780 - 793 м (точки 7-19) не следовало бы перфорировать.

Как указано было выше, перфорация всего интервала 774 - 793 дала 2 т нефти (Q_н) и 4 т воды в сутки, т.е. 6 т жидкости (Q_ж). Если сопоставить отношение Q_н/Q_ж = 2/6 = 1/3 и количество точек (N) в перфорированном интервале N нефть/N весь интервал = 6/19≈1/3, то получаем значение 1/3.

Такое простое сопоставление показывает, что достаточно было бы перфорировать первые 6 точек для получения нефти.

Для случая новой (неперфорированной) скважины рекомендация интервала перфорации проводится аналогичным образом.

В случае необходимости, нефтепродуктивные пропластки в интервалах, диаграммы которых расположены в области водонефтяной, можно определить с помощью линейных трендов.

В естественных подземных условиях водопродуктивные и углеводородопродуктивные формации будут конкурировать за одно и то же пространство. Следовательно, ρ и SP можно рассматривать как взаимодействующие друг с другом. Эта ситуация может быть рассмотрена как аналог динамических процессов, разработанных Вольтерра.

Модель Вольтерра, описывающая зависящее от времени взаимодействие двух видов, может быть сформирована в зависящую от глубины форму для описания взаимодействия ρ и SP посредством пары связных дифференциальных уравнений: Для того, чтобы определить значения параметров уравнения (1) мы используем метод, с помощью которого данные уравнения преобразуются через использование соответствующей системы координат в пару линейных уравнений: Y₁ = α₁-β₁X₁ (2) Y₂ = -α₂+β₂X₂, (3) Эта пара уравнений, включая систему исчисления, является базисной формой метода, определяющего тонкопереслаивающиеся углеводородные пласты в смешанной водонефтяной зоне с помощью линейных трендов. Из вышеуказанных замечаний очевидно, что интерпретация каротажа данных ρ и SP на диаграмме фазовой плоскости может помочь в идентификации тонкопереслаивающихся продуктивных формаций.

Использование этого метода начинается с идентификации соответствующего интервала глубины. Затем значения для Y₁ и X₁, Y₂ и X₂ вычисляются с помощью (2) и (3) как функции глубины, соответствующие глубине интервала данного каротажа. Строятся графики в 2-х системах координат: Y₁-X₁, Y₂-X₂. Если на полученных графиках можно проследить линейные отрезки (тренды), состоящие из 3-х или более точек, и значения α₁ и β₁, α₂ и β₂, противоположны по знаку, мы можем утверждать, что интервал, соответствующий точкам линейного тренда является нефтепродуктивным; α₁ и α₂ могут быть определены из пересечения с соответствующей осью Y, при X₁ = 0 или Х₂ = 0, β₁ и β₂ могут быть определены из градиента линии.

На примере скв. 3110 интервала 300 - 318 м рассмотрим применение систем линеаризированных координат для идентификации нефтепродуктивного интервала. Диаграмма фазовой плоскости, соответствующая интервалу 300 - 318 м, расположена в водонефтяной зоне (II). Результаты вычислений, использующие уравнения (2) и (3), показаны на фиг. 2. Анализ фиг. 2 показывает, что в Y₁-X₁, Y₂-X₂ системах координат есть действительно участки, в которых данные образуют прямолинейный тренд в 2-х системах координат - это точки 3 - 6. Определение коэффициентов модели для участков тренда на фиг. 2 дает следующее: α₁ = 0,760; α₂ = -2,51
β₁ = -1,12; β₂ = 3,85
Поскольку значения α₁ и β₁, α₂ и β₂ противоположны по знаку, т.е. по углу наклона прямых, интервал, охватывающий точки 3 - 6, который соответствует глубине 303 - 306 м, мы можем идентифицировать как нефтепродуктивный.

Таким образом, предложенный способ является более достоверным.

Источник информации
1. Дахнов В. Н. Геофизические методы коллекторских свойств и нефтенасыщения горных пород. М., 1985, с. 310.

Формула изобретения

Способ определения нефтегазоводонасыщенности коллектора, заключающийся в определении удельного электросопротивления и спонтанной поляризации по электрокаротажной диаграмме, отличающийся тем, что определяют для всех значений по глубине скважины нормализованные значения удельного электросопротивления и спонтанной поляризации как отношение текущих значений к максимальному, для стратиграфически интересующих интервалов строят на фазовой плоскости диаграмму нормализованных значений удельного электросопротивления - спонтанной поляризации и о нефтегазоводонасыщенности интервалов судят по области на фазовой плоскости, в которой они находятся, нефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 - 1,0 и спонтанной поляризации 0 - 0,3, водонефтегазовая область в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0,25 - 1,0 и спонтанной поляризации 0,3 - 1,0, водяная область и не коллекторы в интервале нормализованных значений удельного электросопротивления 0 - 0,25 и спонтанной поляризации 0 - 1,0.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3