Способ и устройство для оценки физических параметров подземного залегания на основе произведенного в нем отбора проб буровой мелочи

Изобретения относятся к исследованию физических параметров горных пород и могут быть использованы для оценки проницаемости пористой горной породы. Осуществляют отбор фрагментов горной породы из зоны подземного залегания и погружают их в вязкую жидкость, находящуюся в закрытой камере. Осуществляют с помощью средств нагнетания подачу в камеру указанной жидкости под давлением, возрастающим в зависимости от времени до определенного порога с возможностью сжатия газа, находящегося в порах фрагмента горной породы, и останавливают нагнетание жидкости для релаксации. Во время нагнетания жидкости и релаксации измеряют изменения давления в камере во время операций нагнетания и релаксации. Далее посредством системы обработки осуществляют моделирование изменения давления во время процесса нагнетания и релаксации на основе первоначальных значений, принятых за физические параметры фрагментов горной породы, и итеративное приведение значений, придаваемых этим физическим параметрам путем итеративного приведения смоделированного изменения давления к изменению давления, измеренному в камере. Фрагменты горной породы могут быть буровой мелочью, поднятой с буровым шламом, или буровой мелочью после ее предварительной промывки. Средство нагнетания может содержать насос, нагнетающий воду при постоянном расходе в буферную емкость, заполненную высоковязким маслом. Изобретения направлены на повышение точности оценки. 2 н. и 3 з.п.ф-лы, 5 ил.

 

Настоящее изобретение касается способа и устройства для оценки абсолютной проницаемости зоны подземного скопления углеводородов на основе отбора в этой зоне проб горной породы, таких как буровая мелочь, получаемая при бурении скважин.

В контексте нынешней ситуации вокруг нефти нефтяным компаниям приходится обращать внимание как на разработку новых зон (глубокие шельфы), так и на разработку новых типов залежей (пограничные структуры, расположенные вблизи существующих наземных установок). Учитывая высокую стоимость буровых работ, связанных с нарушением сложившейся окружающей обстановки вокруг этих вновь открытых залежей или с ограниченными размерами некоторых структур, компании уже не могут позволить себе производить бурение дополнительных разведочных скважин, не рискуя поставить под угрозу жизнеспособность проекта. Поэтому стратегия развития, принимаемая до запуска производства, является более гибкой и позволяет приспособиться "в режиме реального времени" к сути информации, собранной в процессе бурения эксплуатационных скважин. В данном случае говорят об оценочном развитии.

Ключевую роль в оценке качества залегания играют нефтефизические измерения. Однако проведение таких измерений обусловлено длительными сроками, несовместимыми с необходимостью принятия быстрых решений, от которых зависит успех оценочного развития. Поэтому ведется поиск новых, более быстрых и менее дорогостоящих средств оценки, обеспечивающих поддержку при принятии решений.

Буровая мелочь, поднимаемая вместе с шламом, уже давно является объектом изучения на месте бурения. Такие исследования ведутся группами анализа шлама и служат дополнением к описанию геологических пластов, осуществляемому на основе диаграмм, при их прохождении во время бурения.

Из предшествующего уровня техники известны разработки, предпринятые с попыткой оценить нефтефизические свойства на основе проб буровой мелочи. Например, осуществляли измерение акустических свойств относительно волн S и Р. Изучались также различные параметры, такие как твердость или деформируемость проб буровой мелочи или их пористость и проницаемость.

В соответствии с первым известным способом измерения проницаемости фрагмент горной породы предварительно покрывают смолой. От покрытого смолой фрагмента отрезают пластину небольшой толщины и помещают ее в измерительную камеру. Камера содержит средства впрыска жидкости под давлением при контролируемом расходе и средства измерения потери напора, возникающей за счет присутствия образца. Поскольку смола является непроницаемой, то абсолютную проницаемость выводят из уравнения Дарси с учетом реальной поверхности, занимаемой фрагментами горной породы.

Такой способ описан, например, в следующих документах:

Santarelli F.J. и соавторы; "Formation evaluation from logging on cutting", SPERE, июнь 1998 г.; или Marsala A.F. и соавторы; "Transient Method Implemented under Unsteady State Conditions for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings"; SPE/ISRM No47202, Тронхейм, 8-10 июля 1998 г.

Такой тип измерения осуществим только в лабораторных условиях после длительной подготовки образцов.

Другой известный способ основан на измерении RMN (Resonance Magnetique Nucleaire - ядерный магнитный резонанс ЯМР), которое производится непосредственно на буровой мелочи после ее предварительного промывания и последующего насыщения рассолом. Данный вид измерения сразу же дает непосредственное значение пористости. Проницаемость К определяют через корреляции такого же вида, что и в рамках диаграмм ЯМР.

Описание данного способа можно найти в документе:

Nigh Е. и соавторы; Р-К™: Wellsite Determination of Porosity and Permeability Using Drilling Cuttings", CWLS Journal, т.13, №1, декабрь 1984 г.

Техническим результатом настоящего изобретения является создание эффективных способа и устройства для оценки физических параметров, таких как абсолютная проницаемость горных пород, в зоне подземного залегания, на основе фрагментов горных пород, например, буровой мелочи, взятых в этой зоне.

Этот технический результат достигается тем, что способ оценки физических параметров, таких как абсолютная проницаемость пористой горной породы в зоне подземного залегания, на основе фрагментов горной породы, взятых в этой зоне, согласно изобретению содержит следующие операции:

погружение фрагментов горной породы в вязкую жидкость, находящуюся в закрытой камере;

нагнетание в камеру указанной жидкости под давлением, возрастающим в зависимости от времени до определенного порога с возможностью сжатия газа, находящегося в порах фрагментов горной породы;

релаксация с остановкой нагнетания жидкости;

измерение изменения давления в камере во время операций нагнетания и релаксации;

моделирование изменения давления во время операций нагнетания и релаксации на основе первоначальных значений, принятых за физические параметры фрагментов горной породы;

итеративное приведение значений физических параметров фрагментов горной породы для максимального приведения смоделированного изменения давления к изменению давления, измеренному в камере.

Фрагменты горной породы могут быть буровой мелочью, поднятой с буровым шламом, или буровой мелочью после ее предварительной промывки.

Указанный технический результат достигается и тем, что устройство для оценки физических параметров, таких как абсолютная проницаемость пористой горной породы, в зоне подземного залегания на основе фрагментов горной породы, взятых в этой зоне, согласно изобретению содержит закрытую камеру для загрузки фрагментов горной породы, средство нагнетания в камеру вязкой жидкости для заполнения камеры находящимися в жидкости фрагментами горной породы и для выполнения цикла, состоящего из нагнетания в камеру жидкости под давлением, возрастающим в зависимости от времени до определенного порога с возможностью сжатия газа, находящегося в порах горной породы, и из релаксации с остановкой нагнетания жидкости, средства измерения изменения давления в камере во время нагнетания и релаксации и систему обработки для моделирования изменения давления во время нагнетания и релаксации на основе первоначальных значений, принятых за физические параметры фрагментов горной породы, и для итеративного приведения значений, придаваемых этим физическим параметрам для максимального приведения смоделированного изменения давления к изменению давления, измеренному в камере.

Средство нагнетания может содержать насос, нагнетающий воду при постоянном расходе в буферную емкость, заполненную высоковязким маслом.

Другие отличительные признаки и преимущества способа и устройства в соответствии с настоящим изобретением станут более понятны из нижеследующего описания неисключительных примеров выполнения и прилагаемых чертежей, на которых изображено следующее:

фиг.1 - изображает схематический вид устройства для оценки физических параметров горной породы согласно изобретению;

фиг.2 - схематический вид фрагмента пористой горной породы, в котором моделируют последствия нагнетания высоковязкой жидкости, такой как масло;

фиг.3а-3с - схематический вид кривых изменения давления в камере устройства, показанного на фиг.1, во время нагнетания и релаксации для четырех различных видов горной породы;

фиг.4 - график, иллюстрирующий согласование значений проницаемости четырех фрагментов горной породы, полученных классическим способом тестов на кернах и способом в соответствии с изобретением;

фиг.5a-5d - график, иллюстрирующий достигаемую точность при приведении смоделированных кривых давления по отношению к экспериментальным кривым для вышеуказанных четырех фрагментов горной породы.

Как уже было показано, определение физических параметров, таких как, например, их абсолютная проницаемость пористой горной породы, в зоне подземного залегания на основе фрагментов горной породы, взятых в этой зоне, в основном состоит из трех этапов:

I) этап получения данных экспериментального измерения давления на основе фрагментов горной породы, таких как буровой мелочи, образующейся при бурении скважин, с получением экспериментальных кривых;

II) этап моделирования физических явлений, возникающих в буровой мелочи во время того же операционного цикла, для произвольных значений определяемых физических параметров (проницаемость К), вводимых в модель, позволяющий получить аналогичные теоретические кривые;

III) этап приведения в соответствие или согласования, во время которого определяют значения, придаваемые физическим параметрам, вводимым в модель, для максимального приведения в соответствие экспериментальных и теоретических кривых.

Первый этап осуществляют при помощи устройства, схематически показанного на фиг.1. Оно содержит закрытую камеру 1, в которую вначале загружают фрагменты горной породы в виде буровой мелочи. Водяной насос 2 с постоянным расходом сообщается через трубопровод с основанием буферной емкости 3, содержащей высоковязкое масло. Противоположный конец буферной емкости 3 сообщается с первым концом закрытой камеры 1. Блок клапанов V1-V4 позволяет выборочно соединять камеру 1 с буферной емкостью 3, содержащей масло, и с линией 4 продувки, а также отсоединять камеру. Противоположный конец закрытой камеры 1 сообщается через запорный клапан V5 с сепаратором 6. Два манометра 7, 8 соответственно соединены с противоположными концами камеры 1. Данные изменения давления, измеряемого двумя манометрами 7, 8, поступают на компьютер 9.

В камеру 1 загружают буровую мелочь. Это может быть буровая мелочь, неспосредственно получаемая на буровой вышке, то есть заполненная буровым шламом и газом, высвобождающимся при декомпрессии.

Можно также использовать буровую мелочь после промывки, когда из нее предварительно удалили буровой раствор. В случае, когда в закрытую камеру загружают промытую буровую мелочь, из баллона 5 нагнетают гелий для удаления из камеры 1 воздуха.

Затем камеру 1 заполняют высоковязким маслом. Масло занимает свободное пространство между буровой мелочью, а также самопроизвольно впитывается внутрь буровой мелочи. Происходит дегазирование, интенсивность и продолжительность которого зависят от вида горной породы (в основном от пористости). При дегазировании удаляется только часть газа. Определенный остаточный объем остается в буровой мелочи в виде отдельных скоплений.

После этого осуществляют нагнетание масла (при постоянном расходе нагнетания, чтобы облегчить измерение количества масла, проникшего в поры горной породы) вместе с постепенным увеличением давления (часть С1 на кривой давления) по мере сжатия остаточного газа в порах. Когда давление достигает определенного заданного порога Р_M, нагнетание масла прекращают. После этого происходит стабилизация. Жидкости стремятся к равновесию в буровой мелочи, и наблюдается медленное восстановление равновесия давления (часть С2 кривой давления).

На фиг.3a-3d показаны примеры изменения сигнала давления, наблюдаемого на четырех фрагментах разных пород при расходе 480 куб.см/час. Каким бы ни был тип исследуемой породы, наблюдают одинаковое общее изменение давления. При этом отмечают постепенное повышение во время нагнетания по мере сжатия остаточного газа. Время, необходимое для увеличения давления на 5 бар, изменяется в зависимости от типа породы от 15 до 40 секунд в соответствии с первоначальным объемом оставшегося в породе газа. При прекращении нагнетания давление уменьшается. Если это уменьшение является значительным для пород 1 и 2, то для пород 3 и 4 оно остается более умеренным. На продолжительных промежутках времени наблюдают постепенную стабилизацию сигнала.

Второй этап способа - моделирования выполняют для получения расчета проницаемости К на основе измерения давления.

Считают, что буровая мелочь имеет однородные размеры и сферическую форму, а газ является идеальным. Потерю напора вязкости газа считают ничтожной по сравнению с напором вязкости масла, учитывая разность между значениями вязкости. Остаточный газ, находящийся в буровой мелочи после самопроизвольного впитывания масла, представляется в виде равномерно распределенных отдельных скоплений. Капиллярное давление также считают ничтожным.

Учитывая сферическую форму фрагментов, в ходе рассуждений будем основываться на сферическом сегменте толщиной dr (фиг.2) и рассчитывать изменение давления на границе фрагмента горной породы для нагнетания масла при расходе q.

Принимая, что при равномерном нагнетании масла общий расход Q распределяется между N фрагментами горной породы и что на каждый фрагмент приходится расход закон идеальных газов позволяет вывести локальное насыщение газом Sg, как только мы узнаем давление (где Р₀ является давлением масла). В сферическом сегменте производим материальный баланс по маслу. Накопление равно разности между тем, что входит, и тем, что выходит. Отсюда получаем:

Так как

то получаем, что:

Кроме того, поскольку и капиллярное давление может считаться ничтожным, то есть Р₀=Ргаз=Р, то предыдущее уравнение записывается следующим образом:

В результате

Таким образом получают классическую форму уравнения дифузионного типа, хотя и с членом 1/Р², являющимся коэффициентом накопления, производным от сжимаемости газа.

В сферических координатах оператор Лапласа равен

В конечном итоге решаемое уравнение можно записать следующим образом:

При нагнетании масло выталкивает воздух в свободное пространство между фрагментами породы и проникает в породу путем самопроизвольного впитывания. Несмотря на некоторые меры предосторожности, некоторый объем газа может остаться снаружи по причине неравномерной формы фрагментов породы. Этот остаточный объем (V_gp) непосредственно влияет на общую форму ответа и должен учитываться при решении.

Необходимо также учитывать определенную сжимаемость, зависящую от экспериментального устройства. Она зависит также от камеры, линий, а также от свойств масла. Наблюдаемая эквивалентная сжимаемость имеет значение порядка 0.0005 бар^-1.

Поскольку применяемое масло насыщается газом при атмосферном давлении, то при увеличении давления во время измерения возникают явления растворения. Эти аспекты учитываются путем введения параметра диффузии, отражающего молекулярный обмен на уровне границы газ/масло.

Диффузионное уравнение решают методом конечных разностей, применяя строго определенную схему и учитывая условия ограничений во времени Р(r,0)=Р_атм и в пространстве Р(R,t)=Р_нар и . Тест на сходимость по Р_нар основан на сравнении между насыщением газа, остающегося в фрагменте породы, и значением, полученным путем объемного баланса на основе количества нагнетаемого масла.

Идентичным путем решается диффузионное уравнение во время периода релаксации. Меняется только условие теста, так как остановка нагнетания приводит к сохранению определенного объема газа в фрагменте горной породы.

Третий этап способа - приведение модели к экспериментальным результатам осуществляется следующим образом.

Модель вводится в вычислительное устройство, такое как компьютер 9 (фиг.1), в виде программы и заводится в контур итеративной оптимизации. Модель "прокручивают" с заранее выбранными значениями проницаемости К, коэффициентов Ф и Sg₀, которые входят своим произведением в уравнение (2), затем сравнивают полученную при этом смоделированную кривую давления с кривой, полученной опытным путем, и, при помощи последовательных итераций, меняя предыдущие значения в модели, находят те значения, которые позволяют максимально привести в соответствие теоретическую и экспериментальную кривые.

На фиг.5a-5d показано согласование, которого быстро достигают путем последовательных итераций, теоретической и экспериментальной кривых для четырех предыдущих фрагментов горной породы. Как показано также на фиг.4, результаты, полученные для четырех фрагментов породы при помощи применения способа, вполне сравнимы с результатами, полученными лабораторным путем после длительного кондиционирования классическими способами.

Моделирование физических явлений, проявляющихся во время экспериментов.

Программирование этого моделирования в рамках одного кода, что позволяет подкреплять эксперименты путем введения тестов и ошибок и, следовательно, вычислять соответствующее значение К.

1. Способ оценки физических параметров, таких, как абсолютная проницаемость пористой горной породы в зоне подземного залегания, на основе фрагментов горной породы, взятых в этой зоне, отличающийся тем, что содержит следующие операции: погружение фрагментов горной породы в вязкую жидкость, находящуюся в закрытой камере; нагнетание в камеру указанной жидкости под давлением, возрастающим в зависимости от времени до определенного порога с возможностью сжатия газа, находящегося в порах фрагмента горной породы; релаксация с остановкой нагнетания жидкости; измерение изменения давления в камере во время операций нагнетания и релаксации; моделирование изменения давления во время операций нагнетания и релаксации на основе первоначальных значений, принятых за физические параметры фрагментов горной породы; итеративное приведение значений физических параметров фрагментов горной породы для максимального приведения смоделированного изменения давления к изменению давления, измеренному в камере.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что фрагменты горной породы являются буровой мелочью, поднятой с буровым шламом.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что фрагменты горной породы являются буровой мелочью после ее предварительной промывки.

4. Устройство для оценки физических параметров, таких, как абсолютная проницаемость горной породы, в зоне подземного залегания на основе фрагментов горной породы, взятых в этой зоне, отличающееся тем, что оно содержит закрытую камеру для загрузки фрагментов горной породы, средство нагнетания в камеру вязкой жидкости для заполнения камеры находящимися в жидкости фрагментами горной породы и для выполнения цикла, состоящего из нагнетания в камеру жидкости под давлением, возрастающим в зависимости от времени до определенного порога с возможностью сжатия газа, находящегося в порах горной породы, и из релаксации с остановкой нагнетания жидкости, средства измерения изменения давления в камере во время нагнетания и релаксации и систему обработки для моделирования изменения давления во время процесса нагнетания и релаксации на основе первоначальных значений, принятых за физические параметры фрагментов горной породы, и для итеративного приведения значений, придаваемых этим физическим параметрам для максимального приведения смоделированного изменения давления к изменению давления, измеренному в камере.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что средство нагнетания содержит насос, нагнетающий воду при постоянном расходе в буферную емкость, заполненную высоковязким маслом.