Способ оценки типа насыщающей пласт жидкости

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ (п)890316

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. сеид-ву— (22)заявлено 10. 03. 80 (21) 2891828/18-25 с присоединением заявки ¹(23 } П риоритет

Опубликовано 15. 12. 81. Бюллетень ¹ 46 (5l)M. Кл.

G 01 V 1/40

Гасударственный комитет ва делам изобретений и открытий (53) УДК SS0. .83(088.8) Дата опубликования описания 1 6. 1 2. 81 (72) Авторы изобретения

С А

Ф.M. Ляховицкий, В.В. Стогов и О.Л. Кузи ф

Иосковский ордена Ленина, ордена Октябр кои РММ тИции и ордена Трудового Красного Знамени государственный университет им. N.Â. Ломоносова и Всесоюзный научноисследовательский институт ядерной геофизики и геохимии (71) Заявителе (54) СПОСОБ ОЦЕНКИ ТИПА НАСНЦАЮЩЕЙ ПЛАСТ ЖИДКОСТИ

Изобретение относится к геофизическим скважинным методам контроля за разработкой нефтяных месторождений, проводимой методом заводнения, и может быть использовано для оперативного определения типа порозаполнителя (вода или нефть), что необходимо для повышения эффективности и экономичности добычи нефти.

Известны геофизические способы оценки типа насыщающей пласт жидкос-. ти, основанные на разных значениях удельного электрического сопротивления нефти и минерализованной пластовой воды и особенностях взаимодействия с нейтронным излучением хлора, присутствующего в:нинерализованной воде (13 .

Однако в те:: случаях, когда для заводнения используются пресные воды (,высокое удельное электрическое сопротивление, малая концентрация хлора), указанные методы теряют свою эффективность.

Наиболее близким к изобретению является способ оценки типа насышающей пласт жидкости, основанный наприменении акустического каротажа (АК), на показания которого минераS лизация вод практически не влияет

Способ заключается в определении с помощью АК скоростей распространения продольных Чр и поперечных V волн и их отношения 1" = Ч /Чр. Поскольку

10 при замене нефти водой любой минеуализации для слабоглинистых коллекторов отмечается увеличение Ч Р и уменьшение Ч, то отношение т при пере1S сечении водонефтяного контакта (ВНК) уменьшается (2).

Однако в ряде случаев изменения скоростей могут быть вызваны не сменой пластовой жидкости, а изменением пористости и упругих свойств минерального скелета коллектора, что приводит к ошибочным выводам о смене пластовой жидкости.

890316

25

35

40 о

Целью изобретения является повышение достоверности и надежности оценки типа насыщающей пласт жидкости.

Для достижения поставленной цели .согласно способу оценки типа насыщающей пласт жидкости, заключающемуся в проведении в скважине акустического каротажа, определении скоростей распространения продольных и поперечных волн, из скважины, допол4 ( /р / скорости продольных поперечных волн;

 — коэффициент сжимаемости твердой фазы; („(Н) — коэффициент сжимаемости скелета пласта для глубины исследования Н;

K, — пористость пласта, б 1 „ — средняя плотность насыщенного пласта и по величине ф определяют тип пластовой жидкости.

Способ осуществляется следующим образом.

Иэ скважины производят отбор кернового материала, характеризующего изучаемый пласт. Далее в лабораторных условиях производят определения свойств твердой фазы, слагающей ми неральный скелет-пласт коллектора

{плотность бт и коэффициент сжимаемости ф ).Затем определяются характеристики минерального скелета в целом: его коэффициент сжимаемосгде Vp, V> — скорости продольных и поперечный волн, определенные по данным АК; т фт — плотность и коэффициент сжимаемости твердой фазы;

1 - (Н) — коэффициент сжимаемости скелета пласта для глубины исследования Н

К 0 — пористость пласта; Н р- сРеДнЯЯ плотность насыщенного пласта.

По значению параметра основные типы пластовой жидкости (вода и нительно отбирают керновый материал и определяют плотность и коэффициент сжимаемости твердой фазы керна, порис тость и коэффициент сжимаемости скелета керна, среднюю. плотность насыщающего скелета и по данным о скоростях продольных и поперечных волн и данным о свойствах керна определяют коэффициент сжимаемости пластовой

30 жидкости из следующего соотношения ти ф, пористость К>. Поскольку коэффициент сжимаемости ф скелета в значительной степени зависит от пластовых условий, главным образом от эффективного давления, производят пересчет фо к изучаемой глубине Н.

Для этого используют эмпирические формулы Гертсма и др. или результаты специальных опытов в камере высокого давления. Плотность пластовой жидкости обычно меняется в сравнительно узких пределах, например в интервале

Gy брк . Это позволяет в качестве предварительной оценки плотности g когда тип ее еще не известен, использовать среднее значение(=(6 <+6Xg) 2. IIo известным значе— ниям G z»5> и К определяют среднюю плотность насыщенного пласта н ср = т 1 (п)+ р" р 1

Используя полученные величины опь ределяют коэффициент сжимаемостм насыщающей "пласт жидкости из выражения нефть) различаются довольно резко: для воды обычно P < 5,0-4,3 10 м /н, а для нефти p+p 6,0 10 "ом н. Это позволяет уверенно определить тип

50 насыщающей пласт жидкости.

На чертеже изображены поля значе ний коэффициента сжимаемости флюида, полученных по предлагаемому способу для десяти скважин Ромашкинского месторождения, Способ опробован на десяти скважинах Ромашкинского месторождения для оценки типа насыщения по 63 пластам.

Формула изобретения

f5 вф,у у ю /и

ВНИИПИ .Заказ, 10985(75 Тираж 735 Подписное

Филиал ППЛ "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

5 89031

Во всех случаях нефтенасыщенные интервалы о1мечаются повышенным значением коэффициента сжимаемости пластовой

; жидкости фж — — 6-13 ° I O м —, н, а водо о а, носные интервалы характеризуются зиа- 5 чительно меньшими величинами ф

=2-5 ° 10 м /н.

1. Способ оценки типа насыщающей пласт жидкости, заключающийся в проведении в скважине акустического каротажа, определения скоростей раса где Чр, Ч вЂ” скорости продольных и поперечных волн; ф Г- — коэффициент сжимаемости 25 твердой фазы;

5 (H) — коэффициент сжимаемости скелета пласта для глубины исследования Н, К 1 — пористость пласта; 30 средняя плотность насыщенного пласта и по величине Ь определяют тип пластовой жидкости. пространечия продольных и поперечных волн, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности и надежности оценки типа пластовой жидкости, из скважины отбирают керновый материал и определяют плотность и коэффициент сжимаемости твердой фазы керна, пористость и коэффициент сжимаемости скелета. керна, среднюю плотность насыщенного скелета и по данным о скоростях продоль l ных и поперечных волн и данным о свойствах керна определяют коэффициент сжимаемости пластовой жидкости чз следующего соотношения:

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород;

М., "Недра", 1975, с. 35-38.

2. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический, метод исследования скважин. И., "Недра", 1978, с. 276-288 (нрототип).