Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора



Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора
Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора
Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора
Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора
Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора
Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора

 


Владельцы патента RU 2548406:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Использование: для определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора. Сущность изобретения заключается в том, что отбирают керн из стенки скважины и откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения волн в каждой из отколотых частей. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы и определяют пористость каждой облученной отколотой части керна, используя измеренные скорости акустической продольной волны и выбранную взаимосвязь между скоростью продольной волны и пористостью для данного литологического типа породы. Величину изменения пористости определяют путем сопоставления полученных значений облученных отколотых частей керна и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы. Технический результат: обеспечение возможности определения изменений свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающих в результате воздействия загрязнителя. 31 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов керна, в частности оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефтегазосодержащих пластов из-за проникновения в нее компонентов бурового раствора.

В процессе бурения под воздействием избыточного давления фильтрат бурового раствора, а также содержащиеся в нем мелкие частицы, полимеры и иные компоненты проникают в околоскважиную зону пласта и вызывают значительное снижение ее пористости и проницаемости. Кроме того, на стенке скважины формируется внешняя фильтрационная корка, состоящая из отфильтрованных твердых частиц и иных компонентов бурового раствора.

Во время технологической процедуры очистки скважины (путем постепенного вывода на добычу) внешняя фильтрационная корка разрушается, а проникшие компоненты бурового раствора частично вымываются из околоскважинной зоны, и ее пористость и проницаемость частично восстанавливается. Тем не менее часть компонентов остается необратимо удержанной в поровом пространстве породы (адсорбция на поверхности пор, захват в поровых сужениях и т.д.), что приводит к существенному различию между исходной проницаемостью и проницаемостью, восстановленной после проведения технологической процедуры очистки (обычно восстановленная проницаемость не превышает 50-70% от начальной).

Для описания этого явления обычно используется термин ″повреждение околоскважинной зоны пласта″ или просто ″повреждение пласта″.

Проблема повреждения околоскважинной зоны пласта под воздействием проникших компонент бурового раствора (или промывочной жидкости) является очень важной, особенно для длинных горизонтальных скважин, т.к. заканчивание большинства из них производится в необсаженном состоянии, т.е. без цементированной и перфорированной эксплуатационной колонны.

Общепринятым лабораторным методом проверки качества бурового раствора является фильтрационный эксперимент по его закачке в образец керна с последующей обратной прокачкой (т.е. вытеснение проникшего бурового раствора исходной пластовой жидкостью), в ходе которого замеряется динамика ухудшения / восстановления проницаемости как функция от количества закачанных поровых объемов флюидов (буровой раствор или пластовая жидкость).

Общепринятый лабораторный метод позволяет измерить только интегральное гидравлическое сопротивление образца керна (отношение текущего перепада давления на керне к текущему расходу), изменение которого обусловлено динамикой роста/разрушения внешней фильтрационной корки на торце керна и накоплением/выносом компонент бурового раствора в породе.

Однако профиль поврежденной пористости и проницаемости вдоль образца керна (вдоль оси фильтрации) после закачки бурового раствора (или после обратной прокачки) представляет собой важную информацию для понимания механизма повреждения пласта и выбора соответствующего метода повышения коэффициента продуктивности скважины (минимизации повреждения призабойной зоны пласта). Данные параметры не замеряются в рамках указанной выше традиционной процедуры проверки качества бурового раствора.

Для определения этих параметров требуется привлечение дополнительных методов.

В патенте США 5253719 предлагается метод диагностирования механизмов повреждения пласта путем анализа радиально ориентированных образцов керна, отобранных из скважины. Образцы керна анализируются с помощью набора различных аналитических методов для определения типа и степени повреждения пласта, а также глубины зоны повреждения. Среди аналитических методов перечисляется рентгеноструктурный анализ (XRD), локальный рентгеноспектральный анализ, сканирующая электронная микроскопия (SEM), электронная микроскопия обратного рассеяния, петрографический анализ, оптическая микроскопия. Дополнительно может быть проведено экспериментальное определение пористости и проницаемости керна.

Все перечисленные в патенте США 5253719 методы являются достаточно время- и трудоемкими методами исследования, большинство из них требует разрушения исходных образцов керна.

В качестве альтернативы можно использовать, например, акустические методы исследования.

В патенте США №2009/0168596 от 2 июля 2009 описан метод оценки пористости и литологии продуктивного горизонта в реальном времени с помощью каротажа во время бурения, используя измеренные величины аттрибутов затухания в породе для волн сжатия и/или сдвига. Измеренные аттрибуты затухания используются совместно с эмпирической картой литологии для определения литологии, пористости и насыщенности продуктивного горизонта, когда эти параметры неизвестны.

В патенте США №2011/0242938 от 6 октября 2011 предлагаются методы, а также примеры их реализации для анализа образцов керна, отобранных из скважины. Предлагаемые методы могут включать извлечение первого керна из скважины с помощью керноотборного инструмента на первой глубине, измерение ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна, передачу измеренной ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна на устройство отображения, анализ в реальном времени измеренной скорости ультразвуковых волн, выбор второго образца керна на первой глубине, если качество первого керна оказалось неудовлетворительным, извлечение второго керна на второй глубине, если первый керн оказался высокого качества. Далее в патенте США №2011/0242938 декларируется определение одного из следующих параметров: однородность, целостность, литология образцов керна на основе полученного профиля скорости ультразвуковых волн.

Отмеченные выше патенты США №2009/0168596 и США №2011/0242938 направлены на определение свойств образцов керна, таких как пористость, характер насыщения, литология, исходя из аттрибутов волн, распространяющихся через исследуемый образец. В них не предусмотрено определение изменения свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающего в результате воздействия компонент бурового раствора или иных технологических жидкостей (для простоты изложения назовем проникшие компоненты ″загрязнитель″).

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения изменений свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающих в результате воздействия загрязнителя.

В соответствии с предлагаемым способом отбирают керн из стенки скважины и откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна акустическими продольными волнами и измеряют скорость акустических продольных волн в каждой отколотой части керна.

Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы и определяют пористость облученных отколотых частей керна, используя выбранную взаимосвязь и измеренные скорости продольной акустической волны. Определяют величину изменения пористости путем сопоставления полученных значений пористости и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения за референсную пористость принимают неповрежденную пористость аналогичного литологического типа породы.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.

В качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью волны и пористостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения полученные значения измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения наряду с определением величины изменения пористости определяют и величину изменения проницаемости, для чего в процессе облучения частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды продольной волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.

За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа, либо проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной, либо проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.

В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при откалывании двух и более частей керна наряду с определением величины изменения пористости измеряют и глубину изменения пористости, для чего откалывают части керна, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины. В этом случае также дополнительно может быть измерена глубина изменения проницаемости, для чего в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа, определяют глубину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.

За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа, либо проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной, либо проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.

В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 приведена качественная схема околоскважинной зоны и области бокового отбора керна из стенок скважины.

Общеизвестно, что скорость и коэффициент затухания акустических (упругих) волн в пористой среде зависят от свойств последней, таких как пористость, проницаемость, сжимаемости и плотности слагающих ее фаз и т.д.

Теория распространения волн в пористых средах, разработанная Френкелем-Био-Николаевским (см., например, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72) предсказывает существование двух типов продольных волн: ″быстрая″ волна (или продольная волна первого типа) и ″медленная″ (или продольная волна второго рода). В диапазоне частот 0.5-10 МГц, что соответствует типичным лабораторным измерениям, продольная волна второго рода характеризуется интенсивным затуханием, особенно в насыщенных породах и, следовательно не может распространяться на сколь-либо значимые расстояния.

Таким образом, данное изобретение ограничивается рассмотрением атрибутов продольной волны только первого рода.

Другим следствием теории Френкеля-Био-Николаевского является зависимость скорости продольной волны первого рода от пористости породы, а также сжимаемости и плотности насыщающего флюида и породы скелета. Коэффициент затухания и дисперсия (т.е. зависимость фазовой скорости от частоты) волны первого рода зависят также и от проницаемости породы.

При интерпретации данных акустического каротажа обычно применяются простые эмпирические связи. Например, для оценки пористости в плотной хорошо сцементированной породе широко используется эмпирическое уравнение среднего времени (или уравнение Вилли), связывающее интервальное время пробега волны и пористость породы (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, глава 5, стр.6):

или

где ϕ - пористость породы, tLOG - интервальное время пробега волны через породу, зарегистрированное в акустическом каротаже; tma - интервальное время пробега волны в минеральном скелете породы; tf - интервальное время пробега волны в насыщающей жидкости.

Уравнение (1) соответствует тому факту, что в плотной хорошо сцементированной породе интервальное время пробега продольной волны (т.е. время распространения волны вдоль пути единичной длины, а следовательно обратно пропорциональное величине скорости волны) является величиной, средней по объему от интервального времени пробега волны в минеральном скелете породы и в жидкости, заполняющей поровое пространство.

Для оценки пористости слабосцементированных пород по данным акустического каротажа вводится эмпирический поправочный коэффициент Cp (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, глава 5, стр.7):

Существуют и иные эмпирические связи (аналитические или ввиде номограмм) между временем пробега волны и пористостью, полученные для различных типов породы (см., например, Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: «Недра», 1978. стр.132-143; Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. М.: Недра, стр.176).

Проникновение компонент бурового раствора приводит к снижению пористости от исходной величины ϕ0:

где σ - объемная доля захваченных частиц в единице объема пористой среды.

Снижение пористости, в свою очередь, приводит к росту скорости продольной волны (уменьшению интервального времени пробега).

Количественно степень повреждения (изменения) пористости может быть оценена по измеренным величинам скорости распространения (интервального времени пробега) продольной волны в образце керна, подвергнувшемся воздействию бурового раствора, и образце керна аналогичного литологического типа (литотипа) с исходной неповрежденной пористостью, используя известную эмпирическую взаимосвязь (аналитическую или ввиде номограммы) между временем пробега волны и пористостью для данного типа породы, см., например, Wyllie M.R.J., Gregory A.R., Gardner G.H.F. An experimental investigation of factors affecting elastic wave velocities in porous media. 1958. Vol.23. No.3. pp.459-493, или исходя из теории Френкеля-Био-Николаевского, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72).

Например, для связи (1) степень изменения пористости определяется как

где tdLOG и t0LOG - интервальные времена пробега волны через образец керна, подвергнувшийся воздействию бурового раствора, и образец керна аналогичного литотипа с исходной, неповрежденной, пористостью.

Полученные данные о глубине и степени снижения пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

Изменение проницаемости породы может быть оценено по измеренным величинам коэффициента затухания продольной волны в образце керна, подвергнувшемся воздействию бурового раствора, и образце керна аналогичного литотипа с исходной неповрежденной пористостью, используя теорию Френкеля-Био-Николаевского.

Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.1 показаны ствол скважины 1, область 2 отбора (выбуривания) керна из пласта, зона 3 повреждения в окрестности скважины, неповрежденный пласт 4 и стенка скважины (граница ″скважина-пласт″) 5.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют отбор керна из стенки скважины (боковой отбор керна), область 2 на Фиг.1, например, с помощью грунтоноса или бокового керноотборника (примеры реализации подобных керноотборников описаны в патенте США №4950844 от 21 августа 1990 или патенте США №5487433 от 30 января 1996.

В общем случае, отобранный керн (область отбора 2 на Фиг.1) может включать как участок, затронутый воздействием бурового раствора (т.е. расположенный в зоне повреждения 3 на Фиг.1), так и участок, не затронутый воздействием бурового раствора (т.е. расположенный в неповрежденном пласте 4 на Фиг.1). В зависимости от глубины зоны повреждения соотношение между этими участкам керна может значительно меняться, вплоть до исчезновения одного из них.

Откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна акустическими (упругими) продольными волнами и измеряют скорость акустической продольной волны в отколотых (″исследуемых″) частях, например, согласно ГОСТ 21153.7-75. Породы горные. Метод определения скоростей распространения упругих продольных и поперечных волн. СССР 1975, пункты 2-4.

Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной волны и пористостью для данного литотипа породы, например аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского. Используя выбранную эмпирическую взаимосвязь и измеренные скорости акустической (упругой) продольной волны, определяют пористость исследуемых частей керна.

Сопоставляют измеренные значения пористости ϕi и значения референсной, т.е. неповрежденной пористости ϕref, характерной для данного литотипа породы, и определяют величину изменения (″повреждения″) пористости под воздействием бурового раствора согласно соотношению ϕi*=ϕiref.

Для определения глубины изменения (″повреждения″) пористости под воздействием бурового раствора от керна откалывают две и более части, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, осуществляют облучение каждой отколотой (″исследуемой″) части керна акустическими продольными волнами, измеряют скорости акустических продольных волн, определяют значения пористости ϕi в каждой исследуемой части и сопоставляют их со значения референсной пористости ϕref, характерной для данного литотипа породы. Глубину изменения (″повреждения″) пористости определяют как расстояние от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, при которой ϕi достигает значения ϕref, т.е. ϕi*=ϕiref становится близким к единице (ϕi*≈1).

В качестве референсной пористости могут быть использованы неповрежденная пористость аналогичного литотипа породы, если она известна из проведенных ранее исследований, или пористость, известная из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, или пористость, рассчитанная исходя из скорости акустических (упругих) продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, или пористость, рассчитанная исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, предварительно экстрагированной. За референсную пористость может быть принята пористость, измеренная для предварительно экстрагированного куска керна, например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. СССР, 1985.

Полученные значения измененной пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

Для определения изменения проницаемости дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литотипа породы и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литотипа, определяют величину изменения, т.е. повреждения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости ki и значения референсной, т.е. неповрежденной, проницаемости kref, характерной для данного литотипа породы. Величину повреждения проницаемости определяют как ki*=ki/kref. При исследовании двух и более частей керна, отколотых так, что они соответствуют различным расстояниям от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, определяют глубину изменения проницаемости как расстояние от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, при которой ki достигает значения kref, т.е. ki* становится близким к единице (ki*≈1).

За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литотипа породы, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, предварительно экстрагированной. За референсную проницаемость может быть также принята проницаемость, измеренная для предварительно экстрагированной части керна, например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. СССР, 1985.

В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

1. Способ определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора, в соответствии с которым:
- отбирают керн из стенки скважины,
- откалывают от керна по меньшей мере одну часть,
- осуществляют облучение отколотых частей керна продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн в каждой из отколотых частей,
- выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы,
- определяют пористость каждой облученной отколотой части керна, используя измеренные скорости акустической продольной волны и выбранную взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы, и
определяют величину изменения пористости путем сопоставления полученных значений пористости облученных отколотых частей керна и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы.

2. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают известную неповрежденную пористость аналогичного литологического типа.

3. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.

4. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.

5. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.

6. Способ по п.1, в соответствии с которым за референсную пористость принимают пористость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.

7. Способ по п.1, в соответствии с которым перед осуществлением облучения и измерения скоростей акустических волн все отколотые части керна предварительно экстрагируют.

8. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют аналитическую зависимость.

9. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость в виде номограммы.

10. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

11. Способ по п.1, в соответствии с которым полученные значения измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

12. Способ по п.1, в соответствии с которым в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны, выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.

13. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа.

14. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.

15. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.

16. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.

17. Способ по п.12, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.

18. Способ по п.12, в соответствии с которым перед осуществлением облучения и измерения коэффициента затухания акустических волн все отколотые части керна предварительно экстрагируют.

19. Способ по п.12, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость.

20. Способ по п.12, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют зависимость в виде номограммы.

21. Способ по п.12, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

22. Способ по п.1, в соответствии с которым от керна откалывают части, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины, и дополнительно определяют глубину изменения пористости.

23. Способ по п.22, в соответствии с которым в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны, выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину и глубину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.

24. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа.

25. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.

26. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.

27. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.

28. Способ по п.23, в соответствии с которым за референсную проницаемость принимают проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.

29. Способ по п.23, в соответствии с которым перед осуществлением облучения и измерения коэффициента затухания акустических волн все отколотые части керна предварительно экстрагируют.

30. Способ по п.23, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость.

31. Способ по п.23, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью используют зависимость в виде номограммы.

32. Способ по п.23, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны или амплитудой и проницаемостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при моделировании геологических объектов. Предложен способ (варианты) определения репрезентативных элементов площадей и объемов в пористой среде.

Изобретение относится к области бурения подземных буровых скважин и измерения в них. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей и повышение информативности исследований.

Изобретение относится к физико-химическим методам анализа и может быть использовано при исследовании алмазов. Заявлен способ восстановления температурно-временных условий генезиса алмазов типа IaAB, либо смешанного типа Ib-IaA, основанный на вычислении по локальным концентрациям примесного азота в формах C, A и B в кристалле, измеренным, например, методом ИК-микроспектроскопии, локальных значений интегрального параметра Knt кинетики агрегации n-го порядка соответствующих азотных центров.

Изобретение относится к области геохимической разведки и может быть использовано для определения уровня эрозионного среза рудопроявлений и эндогенных геохимических аномалий.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.

Изобретение относится к способу сбора и обработки данных геохимической разведки, представляющему собой градиентный способ геохимической разведки. Способ включает получение в каждой точке отбора набора проб поочередным отбором проб почвы и проб газа с интервалом 0,5-1 м вниз от поверхности земли.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для прогнозирования нефтегазовых месторождений. Сущность: по данным сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность.

Изобретение относится к гидродинамическим и гидрохимическим исследованиям вод торфяных почв. Техническим результатом является определение изменения химического состава болотных вод по глубине торфяной залежи в условиях их гидродинамического режима во времени.

Изобретение относится к области геодезического мониторинга и может быть использовано для отслеживания изменений земной коры и прогнозирования землетрясений. Сущность: геодезическим методом выявляют динамические смещения по линиям, перпендикулярным сейсмогенному разлому (11).

Изобретение относится к геологии и может быть использовано для определения палеотемператур катагенеза, что характеризует степень катагенетической зрелости органического вещества (OВ) пород.

Изобретение относится к области геохимии и может быть использовано для поиска геохимических аномалий донных отложений рек. Сущность: проводят геоинформационный анализ исследуемой территории. Отбирают 2-3 пробы донных отложений на малоприточных участках с относительно резким уменьшением интенсивности водообмена. Определяют химический состав отобранных проб и рассчитывают среднюю концентрацию вещества. Районы с повышенными значениями концентраций обследуют более детально, проводя более частое опробование донных отложений рек и других компонентов окружающей среды. В период с водным стоком, близким к среднемноголетним значениям, проводят детальное специализированное геолого-геохимическое картирование перспективной площади. Технический результат: выделение геохимических аномалий на основе анализа химического состава донных отложений рек. 1 ил.

Использование: для определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя. Сущность изобретения заключается в том, что размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды, осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн, на основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды, осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, осуществляют второе облучение той же части образца акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя. Технический результат: обеспечение возможности определения изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя. 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к оптическим методам исследований вещества и может быть использовано для исследования нерастворимой части органического вещества осадочных пород при определении уровня зрелости органического вещества этих пород. Сущность: отбирают образцы осадочных пород и выделяют из них нерастворимое органическое вещество. Измеряют интенсивности ИК-спектральных полос при 2930, 2850, 1710 и 630 см-1 инфракрасного спектра нерастворимого органического вещества. Полученные величины используют для вычисления нормированных показателей, по которым определяют подстадию катагенеза и соответствующий ей уровень зрелости сапропелевого органического вещества. Технический результат: повышение достоверности и детальности определения зрелости органического вещества. 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области гидроакустики и может быть использовано для оценки концентрации растворенного метана в областях его пузырьковой разгрузки. Сущность: излучают в направлении морского дна акустический сигнал. Принимают сигнал обратного рассеяния звука от водной толщи. По принятому сигналу выделяют газовые факелы. Оценивают по наклону газовых факелов профиль скорости и направление течения. Рассчитывают плотность источников газовых факелов на морском дне и профиль потока метана в воду для каждого факела. По полученным данным определяют концентрации метана в водной толще в областях его пузырьковой разгрузки. Технический результат: повышение эффективности и надежности оценки концентрации метана в водной толще. 1 ил.

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для краткосрочного прогнозирования локальной магнитуды землетрясения. Сущность: вычисляют спектры Фурье от волновых форм внешних землетрясений, зарегистрированных двумя сейсмическими станциями. При этом одну из станций, ближнюю к гипоцентру землетрясения, называют входной, а другую, расположенную в месте оценки напряжений земной среды, - выходной. Вычисляют квазиамплитудно-частотную характеристику земной среды в месте расположения выходной станции, а также два критерия от нее: интегральный и дробно-интегральный. Наблюдая резкое уменьшение значений интегрального критерия и резкий рост значений дробно-интегрального критерия, делают вывод о готовящемся землетрясении. По максимальному значению дробно-интегрального критерия прогнозируют локальную магнитуду готовящегося землетрясения. Причем для прогнозирования локальной магнитуды используют заранее построенную для конкретной пары станций калибровочную зависимость локальных магнитуд землетрясений от значений дробно-интегрального критерия. Технический результат: краткосрочное прогнозирование локальной магнитуды землетрясения. 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при изучении сейсмогенерирующих структур. В способе обнаружения «живущих» разломов в зоне разлома устанавливают акустическую мониторинговую станцию и выполняют суточный мониторинг зоны разлома. Определяют время активизации и время «затишья». Затем задают мониторинговый профиль вкрест исследуемого разлома с выходом на вмещающие породы. На вмещающих породах устанавливают акустическую мониторинговую станцию и второй датчик, вычисляют спектры и энергию и по разности энергии вычисляют среднюю квадратическую ошибку вычисления энергии. Переносят второй датчик на следующие пикеты, выполняют краткосрочный синхронный акустический мониторинг двумя установленными на первом и текущем пикетах датчиками и по каждому из датчиков на первом и текущем пикетах вычисляют амплитудные спектры и энергию акустической эмиссии. По правилу трех сигм выделяют аномалии энергии над фоном, по границам аномалий определяют границы «живущего» разлома, характеризующегося аномальными проявлениями микроземлетрясений, и/или образованием магистральных трещин, и/или микротрещин. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных.
Изобретение относится к методам прямых геохимических поисков и может быть использовано для определения участков, перспективных для поиска месторождений углеводородов. Сущность: определяют содержания углеводородов в пробах речной сети и строят карты их распространения по площади. По аномальным значениям содержаний углеводородов судят о наличии залежей. Одновременно с отбором проб в речной сети отбирают режимные пробы в одном или нескольких пунктах наблюдений. Выбирают режимную пробу с наименьшим содержанием углеводородов. По соотношению содержания углеводородов в режимных пробах и содержания углеводорода в режимной пробе с наименьшим содержанием определяют поправочные коэффициенты на дату отбора проб. Перерассчитывают значения содержания углеводородов в пробах, отобранных по речной сети, по датам отбора с учетом поправочных коэффициентов. По полученным значениям строят карту мест с аномальным содержанием углеводородов. Технический результат: повышение точности при определении участков, перспективных для поиска месторождений углеводородов.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при формировании сортов исходного рудного сырья, поступающего на обогащение. Цель - повышение производительности технологической линии обогащения, качества продуктов обогащения и снижение энергетических расходов и реактивов обогащения, а также расширение функциональных возможностей способа типизации руд различного состава и при одновременном упрощении реализации способа. Способ базируется на опережающем непрерывном комплексном автоматическом контроле минералогического и вещественного состава исходных руд и логически обоснованной частоте типизации поступающей по транспортерной ленте рудного сырья. Сочетание видеоимидж-анализа, базы данных для эталонных типов руд, заданных экспертами и оцифрованных данных прямого контроля фотовидеорадиологическими и передвижными рентгенофлуоресцентными приборами и последовательности операции по процессу типизации руд при сравнительной оценке контролируемых параметров поступающих на обогащение руд обеспечивают выполнение отмеченных целей и удовлетворительную точность типизации. Существенно повышается также эффективность реализации заявленного способа при использовании интеллектуальной САУ с ассоциативной памятью или идентификатором-наблюдателем за изменяющимися ситуациями с использованием кластеров эталона характеристик руд, коррелирующих со свойствами обогащаемых видов сырья. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для анализа подземной структуры. Заявлен способ моделирования геологического процесса, в результате которого формируется геологическая область, содержащий этапы, на которых: а/ определяют (200) модель геологической области, b/ получают (201) результат наблюдения (Kobs) за заданным параметром геологической области, с/ определяют (202) зону модели, называемую релевантной зоной, для которой результат наблюдения, полученный на этапе b/, является соответствующим, d/ моделируют (203) геологический процесс на основании модели геологической области, определенной на этапе а/, е/ выполняют оценку (204) значения заданного параметра для релевантной зоны модели, используя результаты моделирования, f/ сравнивают (205) результат наблюдения (Kobs) за заданным параметром, полученный на этапе b/, с оценкой ( K ^ ) упомянутого параметра, полученной на этапе е/, и g/ модифицируют параметр моделирования для коррекции влияния моделирования по меньшей мере на часть модели на основании результатов сравнения на этапе f/. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано при исследовании процессов карстообразования. Предложен способ моделирования процессов карстообразования в карстовой области, в котором задают решетчатую геологическую модель карстовой области для моделирования множества сред, содержащих первую среду, описываемую значениями по меньшей мере одного параметра геологической решетки, и вторую среду, описываемую значениями параметров кромки между двумя узлами решетки. Далее моделируют стохастические смещения частиц в решетке геологической модели, при этом вероятность каждого смещения частиц рассчитывают, учитывая значения, описывающие среду, в которой происходит смещение. Модифицируют значения, описывающие первую и/или вторую среду, в соответствии с направлениями смещения частиц. Технический результат - повышение точности и достоверности данных исследований. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх