Способ подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. В способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений. В качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно используют данные прочих методов геофизических исследований. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений.

Известен способ подсчета запасов мендым-доманиковых отложений путем сопоставления данных, полученных на основе сопоставления результатов испытаний пластов и параметров их нефтенасыщенности, определенных геофизическими исследованиями скважин, обоснованы критерии выделения нефтенасыщенных коллекторов по коэффициенту нефтенасыщенности. Кондиционным значением нефтенасыщения признана величина 55% (В.А. Шакиров. Изучение геолого-промысловых особенностей сложнопостроенных карбонатных коллекторов семилукского и мендымского горизонтов (на примере Ромашкинского месторождения). (Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Казань. Казанский государственный университет, 2006 г., с. 8-12).

Недостатком известного способа является необходимость испытания пластов на приток нефти в каждой скважине, т.е. не только необходимость бурения скважин, но и их пробная эксплуатация.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подсчета запасов доманиковых отложений путем бурения разведочных скважин, отбора керна и анализа наличия углеводородов по керну (Ананьев В.В., Смелков В.М., Пронин Н.В. Прогнозная оценка ресурсной базы мендым-доманиковых отложений как основного источника углеводородного сырья центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Геология нефти и газа, 1-2007).

Недостатком известного способа является необходимость бурения разведочных дорогостоящих скважин и отбора керна.

В предложенном изобретении решается задача подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

Задача решается тем, что в способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений, включающем проведение геофизических исследований и обсчет полученных данных, согласно изобретению проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений, в качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, а для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти.

Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно могут быть использованы данные прочих методов геофизических исследований.

Сущность изобретения

Развитие топливно-энергетического комплекса России непосредственно связано с динамикой изменения запасов углеводородов. Многие месторождения находятся в эксплуатации более 30-40 лет. За это время из них добыты миллиарды тонн нефти. В то же время ввиду несовершенства ранее применяемых технологий нефтедобычи, отсутствия необходимого объема геофизической и геолого-промысловой информации из-за ограниченного применяемого комплекса геофизического исследования скважин при бурении и контроле за разработкой в недрах осталось значительное количество нефти. Пропущенные нефтенасыщенные интервалы, не охваченные разработкой, на сегодняшний день представляют серьезный резерв переоценки запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. К таким интервалам относят и доманиковые отложения. Пласты доманиковых отложений имеют сложную неоднозначную структуру как по коллекторским свойствам, так и по нефтенасыщению. В одном интервале могут содержаться как нефтенасыщенные пропластки, так и не нефтенасыщенные. При этом коллекторские свойства близки к свойствам неколлектора. Так, пористость, проницаемость приближаются к нулю, трещиноватость коллектора местами имеет ярко выраженный характер, местами полностью отсутствует.

Огромное количество скважин пробурено сквозь интервалы доманиковых отложений, обсажены и не перфорированы в интервалах доманиковых отложений. В этих условиях бурить дополнительные разведочные скважины дорого и нерационально, а отбор керна из существующих скважин невозможен. Представляет интерес использовать существующие скважины и через них провести геофизические исследования для определения продуктивных интервалов в общем интервале доманиковых отложений и нефтенасыщенных зон залежи. Задача осложняется еще и тем, что при перфорации интервалов доманиковых отложений и попытке добычи нефти, как правило, даже в нефтенасыщенном интервале дебиты нефти или отсутствуют полностью, или имеют весьма низкие, не промышленные значения порядка 0,1-0,6 т/сут. Промышленные дебиты возможно получить только с применением гидроразрыва пласта и последующего освоения скважины.

Мировой опыт проведения геофизических исследований по определению текущей нефтенасыщенности показал, что в настоящее время наиболее эффективным является метод импульсного спектрометрического нейтронного (углеродно-кислородного, С/О) гамма-каротажа. Основными показателями C/O каротажа являются отношение углерода к кислороду COR и отношение кальция к кремнию CASI. Параметр COR характеризует распространенность в породе углерода (С) по отношению к кислороду (О). Этот параметр связан с содержанием в породе углеводородных соединений. Продуктивные пласты характеризуются избыточным содержанием углерода по сравнению с водонасыщенными пластами. Параметр CASI отражает содержание кальция (карбонат) и кремния (песчаник) в породе.

Однако применение C/O каротажа для определения нефтенасыщенности пластов доманиковых отложений практически невозможно из-за чрезвычайно малой пористости коллектора и весьма малого значения самой нефтенасыщенности пластов. В предложенном изобретении решается задача подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. Задача решается следующим образом.

При подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений учитывают геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений, полученные на стадии строительства скважины. Принимают во внимание данные промыслово-геофизических исследований скважин стандартным комплексом методов промысловой геофизики. Комплекс промыслово-геофизических исследований включает в себя следующие методы: стандартный электрокаротаж потенциал-зондом с совместной регистрацией потенциалов самопроизвольной поляризации (КС, ПС); боковое каротажное зондирование (БКЗ) пятью подошвенными градиент-зондами и одним кровельным градиент-зондом; микрозондирование (МКЗ) двумя установками; радиоактивный каротаж (НГК-ГК); боковой каротаж (БК); индукционный каротаж (ИК); резистивиметрию; кавернометрию; инклинометрию; ядерно-магнитный каротаж (ЯМК); акустический каротаж (АК); газовый каротаж, включающий общий и раздельный анализ газа, люминисцентно-битуминологическую и механическую характеристику исследуемых пород.

В качестве метода геофизических исследований обсаженных скважин на стадии эксплуатации скважин используют метод C/O. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода C/O каротажа контрольной скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Выделяют скважины, в которых имеется совпадение данных каротажных исследований с данными каротажных исследований контрольной скважины. Определяют мощность продуктивного пласта. Оконтуривают участок месторождения по расположению выделенных скважин и подсчитывают запасы углеводородов.

При подсчете запасов нефти в доманиковых отложениях используют формулу:

где Qбал - начальные запасы нефти в тыс. т, F - площадь нефтеносности, м2, h - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м, m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород в среднем по залежи, в долях единицы, n - коэффициент нефтенасыщенности пород в среднем по залежи, в долях единицы, , где в - объемный коэффициент пластовой нефти, Y - относительный удельный вес нефти на поверхности.

Извлекаемые запасы нефти определяют по формуле:

где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, тыс. т, n - коэффициент извлечения нефти, определенный расчетным путем.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности рассчитывают по зависимостям, характерным для карбонатных отложений верхнего девона Татарстана с учетом нижних пределов пористости и нефтенасыщенности. Плотность нефти и пересчетный коэффициент принимают по анализам глубинных проб нефти, отобранных из отложений участвующих в подсчете запасов. Коэффициент извлечения нефти принимают согласно последнему проектному документу. Категорию запасов определяют по результатам опробования в пласте. Достоверность определения площадей нефтеносности для залежей определяют, прежде всего, достоверностью структурных карт по кровле (подошве) коллекторов, а для залежей с литологическим экраном - по достоверности этого экрана.

В результате удается оконтурить нефтяную залежь и определить запасы нефти.

Пример конкретного выполнения

При разработке Бавлинского месторождения анализируют данные каротажных исследований, выполненных на стадии строительства скважин. По косвенным признакам, т.е. пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и т.п., предполагают, что в одной из скважин в интервале доманиковых отложений может быть продуктивный пласт с промышленными запасами нефти, возможно проявляющимися после гидроразрыва пласта. Останавливают выбранную скважину. В остановленной скважине проводят C/O каротаж. В данной контрольной скважине показатели COR составляют 1,14-1,18 и CASI 1,05-1,09. Перфорируют выявленный интервал, проводят гидроразрыв пласта, осваивают скважину. Получают промышленный приток нефти в объеме 10,6 т/сут.

В прочих скважинах месторождения по мере их остановок, вызванных технологическими перерывами или ремонтом, анализируют имеющиеся данные каротажных исследований и проводят C/O каротаж. Данные C/O каротажа в интервалах доманиковых отложений сравнивают с данными C/O каротажа интервалов доманиковых отложений в контрольной скважине, в которой получен приток нефти после гидроразрыва пласта. В исследуемых скважинах выявляют интервалы, а соответственно мощности пластов, с аналогичными показателями. Перфорация, гидроразрыв и освоение скважин показали достаточно высокую сходимость реальных результатов с расчетными.

На площади месторождения отмечают скважины с выявленными показателями, оконтуривают нефтяную залежь.

Балансовые запасы подсчитывают по формуле (1)

Извлекаемые запасы нефти определяют по формуле (2)

Qизвл=Qбал∗n=5982,9∗0,22=1316 тыс.т.

Применение предложенного способа позволит решить задачу подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

1. Способ подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений, включающий проведение геофизических исследований и обсчет полученных данных, отличающийся тем, что проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений, в качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, а для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно используют данные прочих методов геофизических исследований.



 

Похожие патенты:

Использование: для оценки формаций, смежных со стволом скважины. Сущность изобретения заключается в том, что описан прибор нейтронного каротажа с мульти-источником.

Использование: для измерения плотности и пористости породы с использованием нейтронного излучения. Сущность изобретения заключается в том, что скважинное устройство с двухсторонним расположением измерительных зондов содержит нейтронный источник, расположенный соосно с корпусом скважинного устройства, а также два нейтронных и два гамма-зонда, находящиеся по разные стороны от нейтронного источника, при этом в качестве нейтронного источника применяется нейтронный генератор, каждый нейтронный зонд содержит не менее двух детекторов, которые располагаются между корпусом скважинного устройства и корпусом нейтронного генератора параллельно оси скважинного устройства, одинаково удаленно от оси скважинного устройства и одинаково удаленно от мишени нейтронного генератора, равномерно по углу вокруг оси скважинного устройства, причем детекторы в различных нейтронных зондах повернуты вокруг оси скважинного устройства по отношению друг к другу.

Использование: для бесконтактного измерения плотности вещества с помощью нейтронного и гамма-излучения. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для радиационного измерения плотности включает в себя источник излучения, находящийся на оси блока радиационной защиты и имеющий возможность менять положение с помощью устройства перемещения, сцинтилляционные детекторы со сцинтилляторами, расположенными в одной плоскости в форме соосных с источником излучения и блоком радиационной защиты вставленных друг в друга колец, при этом в качестве источника излучения используется электронный генератор импульсного излучения быстрых нейтронов, подключенный к блоку управления, сцинтилляторы в кольцах дополнительно разбиты на равные угловые сектора, количество угловых секторов составляет не менее двух, каждый из угловых секторов содержит сцинтилляторы для регистрации одного или нескольких видов излучений: эпитепловых или тепловых нейтронов, а также гамма-излучения, сцинтилляторы в кольцах и угловых секторах расположены по отношению друг к другу с зазором, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации разных видов излучения, располагаются в каждом кольце чередующимся образом, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации определенного вида излучения, располагаются в смежных кольцах по одному радиусу, фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов эпитепловых и/или тепловых нейтронов подключены к временным анализаторам, а фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов гамма-излучения подключены к амплитудным анализаторам, выходы амплитудных и временных анализаторов, а также блок управления подключены к процессору.

Использование: для регистрации нейтронного и гамма-излучений, применяемых для измерения ядерно-физических характеристик породы при каротаже нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к области регистрации ионизирующих излучений и может быть использовано при создании радиационных детекторов. Цилиндрический позиционно-чувствительный детектор содержит множество сцинтилляторов, разделенных отражающим материалом, помещенным между сцинтилляторами, каждый сцинтиллятор находится в оптическом контакте с фотоприемником, при этом сцинтиллятор состоит из одного или нескольких цилиндрических наборов, составленных из сцинтиллирующих волокон, обеспечивающих регистрацию нейтронного или гамма-излучения, сцинтиллирующие волокна снабжены светоотражающими оболочками и светонепроницаемыми покрытиями, противоположные торцы сцинтиллирующих волокон соединены посредством оптических соединителей с двумя волоконными световодами, находящимися с противоположной стороны в оптическом контакте с двумя матричными фотоприемниками, число фоточувствительных элементов в каждом из которых равно или больше числа сцинтиллирующих волокон.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Использование: для определения текущей нефтенасыщенности пластов-коллекторов, пересеченных скважиной. Сущность изобретения заключается в том, что согласно способу выполняют периодическое облучение горных пород импульсами генератора быстрых нейтронов, регистрацию гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) нейтронов и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) тепловых нейтронов детектором гамма-излучения в реальном режиме времени при непрерывном перемещении скважинного прибора и заданном шаге квантования по глубине характеризуется тем, что перед процессом измерений дополнительно определяют оптимальную длительность импульса.

Использование: для определения плотности подземных пластов. Сущность изобретения заключается в том, что определение плотности подземного пласта, окружающего буровую скважину, производят на основании измерения гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в буровой скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение по существу прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений измеряемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего буровую скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта.

Использование: для измерения пористости методом нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что представлены система, способ и прибор для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины.

Использование: для определения состояния продуктивного пласта импульсным нейтронным методом. Сущность изобретения заключается в том, что перемещают каротажный прибор по стволу скважины, генерируют импульсно-периодический поток быстрых нейтронов в скважине, осуществляют временной анализ плотности потока тепловых нейтронов на каждом кванте глубины, на которые разбивается пласт, определяют значения фоновых декрементов спада плотности тепловых нейтронов, при этом закачивают в скважину под давлением раствор-реагент, содержащий соединения элементов с аномально высоким макросечением радиационного захвата нейтронов, вторично определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов, генерируют в скважине ультразвуковое излучение, воздействуют этим излучением на пласт, после чего снова определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов по выполнению соответствующей системы неравенств, содержащих значения декрементов, полученные на трех этапах измерений.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН).

Изобретение относится к области вычислительной техники, применяемой в нефтяной промышленности, а именно, к информационным системам автоматизации управления нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции. Предложено устройство для передачи информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб. При этом в устройство дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб. Кроме того, устройство содержит резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. В способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений. В качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно используют данные прочих методов геофизических исследований. 1 з.п. ф-лы.

Наверх