Способ определения хрупких зон коллекторов



Способ определения хрупких зон коллекторов

 


Владельцы патента RU 2515629:

Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию геомеханический свойств пластов. Техническим результатом являются повышение точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов, а также повышение экономичности исследования вновь бурящихся скважин. Способ включает геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных геофизических исследований скважин геомеханических характеристик пласта на основе распространенных каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм. При этом геомеханические характеристики пласта определяются посредством многофакторной регрессии изменения каротажных диаграмм, которые учитывают содержание глин и пористость породы по математической формуле. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию геомеханических свойств пород для определения и стимуляции зон повышенной хрупкости, в частности к способам оценки геомеханических свойств для определения зон с более низкими значениями коэффициента Пуассона и более высокими значениями модуля Юнга и индекса хрупкости для определения и стимуляции хрупких зон коллекторов.

Известна технология построения геомеханической модели (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) прискважинной зоны, в частности, для размещения скважин по результатам исследований строения пласта (К. Edimann, J.M. Somerville, B.G.D Smart, S.A. Hamilton, B.R. Crawford. Predicting Rock Mechanical Properties from Wireline Porosities. SPE 47344), основанная на межскважинном распространении каротажных кривых, включающая в себя геофизические исследования (ГИС) во всем интервале пласта, лабораторные исследования кернов (модуль Юнга, коэффициент Пуассона), выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и пористости рассчитанных на данных каротажных диаграмм и расчет индекса хрупкости пласта исходя из указанных выше данных:

B I = E 20 ν 0.5 0.5 ,                                                      (1)

где BI- индекс хрупкости, Е - модуль Юнга, ν - коэффициент Пуассона.

Определяют геомеханические характеристики пласта (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, индекс хрупкости) на основе распространенных в межскважинном пространстве каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм. Каротажные диаграммы распространяют в межскважинное пространство посредством анализа изменения формы каротажной диаграммы во всем интервале пласта по простиранию, учитывая геологическую изменчивость пласта по простиранию. Рекомендации для определения и стимуляции хрупких зон коллекторов осуществляют по полученным геомеханическим характеристикам пласта, посредством моделирования на симуляторах и определением зон с максимальными значениями модуля Юнга и индекса хрупкости и минимальными значениями коэффициента Пуассона.

Эффективность прототипа подтверждается согласованностью прогнозируемых и фактических каротажных диаграмм в скважинах при определении модуля Юнга.

Недостатком прототипа является то, что зависимость коэффициента Пуассона и пористости пласта крайне низкая (коэффициент корреляции близок к нулю), и, таким образом, прототип определяет индекс хрупкости с высокой погрешностью или вообще его не определяет. Это связано с тем, что пористость хорошо характеризует геомеханические свойства пород с низким содержанием глины. В случае если содержание глины в породе достаточно высоко, то только одна пористость не может качественно характеризовать геомеханические свойства пород. По этой причине на коллекторах с высоким содержанием глины, например Баженовской свиты, способ-прототип не работает.

Решаемой задачей является повышение универсальности способа определения хрупких зон, возможности исследования коллекторов с любым содержанием глины за счет введения в комплекс ГИС гамма-каротажа и бокового каротажа, увеличение точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов.

Техническим результатом являются с достаточной точностью определенные геомеханические характеристики коллекторов, что, в свою очередь, повышает точность определения и результативность стимуляции хрупких зон (высокие значения индекса хрупкости) коллекторов.

Кроме того, относительно известного уровня техники вообще, достигается повышение экономичности за счет уменьшения затрат на исследования вновь бурящихся скважин путем проведения стандартного комплекса ГИС.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ определения хрупких зон коллекторов, включающий геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных геофизических исследований скважин геомеханических характеристик пласта на основе распространенных каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, отличается тем, что дополнительно проводят гамма-каротаж и боковой каротаж и геомеханические характеристики пласта определяют посредством многофакторной регрессии изменения каротажных диаграмм, которые учитывают содержание глин и пористость породы, по формуле

{ ν = A + B G K + C N K + D B K                      E = A 2 + B 2 G K + C 2 N K + D 2 B K            ( 2 ) BI = A 3 + B 3 G K + C 3 N K + D 3 B K             

В формуле (2) и далее GK - гамма-каротаж, NK - нейтронный каротаж, ВК - боковой каротаж, ν - коэффициент Пуассона, Е - модуль Юнга, BI - индекс хрупкости, коэффициенты A, A2, А3, В, В2, В3, С, С2, С3, D, D2, D3- определяются в результате построения многофакторной регрессии.

Предложенное изобретение реализуется следующей последовательностью операций.

1. Проводят геофизические исследования скважин (ТИС) с получением каротажных диаграмм, причем дополнительно относительно прототипа проводят гамма-каротаж и боковой каротаж.

2. Проводят лабораторные исследования кернов (модуль Юнга, коэффициент Пуассона).

3. Выявляют по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимость геомеханических свойств пласта и формы каротажных диаграмм:

{ ν = A + B G K + C N K + D B K                      E = A 2 + B 2 G K + C 2 N K + D 2 B K                BI = A 3 + B 3 G K + C 3 N K + D 3 B K             

Представление кривых каротажных диаграмм в виде (2) позволяет учесть содержание глин и пористость породы и осуществить более точный анализ каротажных диаграмм на скважинах. Более того, учитывается локальная неоднородность пласта по глубине в условиях любого содержания в породе глины, что, в свою очередь, приводит к значительному улучшению точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов. Полученный объем информации по геомеханическим характеристикам каротажных диаграмм в виде коэффициентов разложения стандартных каротажных диаграмм GK, NK, ВК позволяет достаточно объективно характеризовать коллектор.

4. Каротажную диаграмму на каждой исследованной скважине распространяют в межскважинное пространство по простиранию пласта посредством воспроизведения коэффициентов разложения каротажной диаграммы по базису стандартных каротажей GK, NK, ВК в области отсутствия данных.

5. Соответственно геомеханические характеристики пласта (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, индекс хрупкости) определяют на основе распространенных в межскважинном пространстве каротажных диаграмм и выявленной (по п.3 перечня последовательности операций) взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм.

6. По полученным геомеханическим характеристикам пласта (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, индекс хрупкости) посредством моделирования на симуляторах и определением зон с максимальными значениями модуля Юнга и индекса хрупкости и минимальными значениями коэффициента Пуассона обосновывают определение хрупких зон и стимуляцию коллектора.

Преимуществом предлагаемого изобретения перед прототипом является то, что эффективно учитывается содержание глин и пористость породы, локальная неоднородность пласта по глубине, геологической изменчивости пласта по простиранию, что в результате позволяет более точно определить геомеханические характеристики коллектора посредством многофакторной регрессии изменения формы каротажных диаграмм на скважинах.

Это повышает точность определения и результативность стимуляции хрупких зон коллекторов.

Пример конкретного осуществления способа.

Для одного из участков Салымского месторождения явно показано, что предлагаемый способ значительно повышает точность определения и результативность стимуляции хрупких зон коллекторов Баженовской свиты.

При реализации предлагаемого способа была обоснована взаимозависимость геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин и посредством многофакторной регрессии изменения формы каротажной диаграммы в межскважинном пространстве восстановлено геомеханическое строение пласта.

В результате было обоснованы и с высокой эффективностью простимулированы хрупкие зоны коллекторов Баженовской свиты.

Применение способа-прототипа приводит к большим погрешностям при определении хрупких зон коллекторов Баженовской свиты и снижает эффективность стимуляции коллекторов Баженовской свиты. Объясняется это невозможностью способом-прототипом явно установить взаимосвязь коэффициента Пуассона и пористости, определенной из каротажа. В то же время применение заявляемого способа на выбранном участке существенно увеличило точность определения хрупких зон коллекторов Баженовской свиты, что подтверждается увеличением совпадения модельных (полученных по заявляемому способу) и фактических геомеханических свойств (коэффициента корреляции увеличился с 0,2 до 0,7) и уменьшением относительной погрешности до 8%, что на 41% меньше по сравнению с прототипом.

На фигуре представлено сравнение каротажных диаграмм коэффициента Пуассона, полученных разными способами, а также фактическая каротажная диаграмма в пробуренной скважине: левая колонка - прототип, в центре - предлагаемый способ, справа - фактическая каротажная диаграмма. Видно, что предлагаемый способ с более высокой точностью предсказывает поведение каротажной диаграммы и, соответственно, строение пласта, включая геомеханические характеристики пласта.

На практике в целях более достоверного определения геомеханических свойств породы нередко используется дорогостоящий метод на основе плотностного и кросс-дипольного широкополосного акустического каротажей, заявленный способ позволяет снизить затраты на исследования геомеханических свойств пластов, поскольку не требует использования плотностного и кросс-дипольного широкополосного акустического каротажей и позволяет обходиться стандартным комплексом ГИС. Заявленный способ эффективнее прототипа, так как позволяет:

- точнее определять геомеханические характеристики пласта и взаимное расположение частей, составляющих пласт, и эффективнее осуществить стимуляцию коллектора, например Баженовской свиты;

- произвести полную и согласованную переинтерпретацию множества старых скважин с привлечением наиболее распространенного стандартного комплекса ГИС и данных по керну с получением более достоверных данных.

Способ определения хрупких зон коллекторов, включающий геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных геофизических исследований скважин геомеханических характеристик пласта на основе распространенных каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, отличающийся тем, что дополнительно проводят гамма-каротаж и боковой каротаж и геомеханические характеристики пласта определяют посредством многофакторной регрессии изменения каротажных диаграмм, которые учитывают содержание глин и пористость породы, по формуле
{ ν = A + B * G K + C * N K + D * B K                      E = A 2 + B 2 * G K + C 2 * N K + D 2 * B K ,            ( 1 ) BI = A 3 + B 3 * G K + C 3 * N K + D 3 * B K             
где GK - гамма-каротаж, NK - нейтронный каротаж, ВК - боковой каротаж, ν - коэффициент Пуассона, Е - модуль Юнга, BI - индекс хрупкости, коэффициенты A, A2, А3, В, B2, В3, С, С2, С3, D, D2, D3 - определяются в результате построения многофакторной регрессии.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин, в частности к ядерно-магнитному каротажу (ЯМК), и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к устройствам ЯМР, в частности по методу регистрации сигнала свободной прецессии в магнитном поле Земли для исследования образцов керна бурящихся нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к устройству и способам определения параметров, представляющим свойства пласта и свойства текучей среды пластов подземных коллекторов, конкретно углеводородных коллекторов.

Изобретение относится к устройствам для исследования бурящихся нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин методом ядерно-магнитного резонанса в магнитном поле Земли.

Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин, в частности к ядерно-магнитному каротажу прижимными приборами, применяемыми для исследования нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано при исследовании свойств горных пород в нефтяных и газовых скважинах методом ядерно-магнитного резонанса в магнитном поле Земли (в слабом поле), а также в скважинах, пробуренных на воду, на основе измерения индекса свободного флюида (ИСФ).

Изобретение относится к способу получения параметров горных пород с помощью прибора ядерного магнитного каротажа. .

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин. Техническим результатом является упрощение и повышение достоверности способа и устройства определения пластов, содержащих углеводороды.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Изобретение относится к получению характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, во время бурения. Техническим результатом является коррекция измеренных концентраций компонентов газа в буровом растворе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях.

Изобретение может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород относится к области петрофизических исследований.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины. В скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. 3 табл.
Наверх