Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов



Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов
Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов
Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов

Владельцы патента RU 2771802:

федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов. Согласно способу дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, осуществляют выделение интервалов коллекторов по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с последующим вычислением значений разностных параметров измерений ΔIгк и ΔIннк. При этом уточнение строения литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными, производится с помощью изготовления кубических образцов горных пород со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводятся томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывается открытая пористость (Кп). Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей. По методу рентгеновской томографии оценивают долю проницаемых коллекторов Dпрон. Зная для образца керна Кп по жидкостному методу и принимая для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, открытую пористость проницаемой части оценивают по формуле: КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон. Техническим результатом является повышение детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна. 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов.

Известен способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов (патент RU №2475780, МПК G01V 1, опубл. 20.02.2013, Бюл. №5), использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления, группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой/диагональной системы напластования, а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки.

Недостатком известного способа является то, что при анализе используется только один параметр - удельное сопротивление, использование только одного метода не позволяет объективно оценить параметры пласта, вскрытого скважиной.

Наиболее близким того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ (Афанасьев B.C. «Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным») определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств. Данный способ принят за прототип.

Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность алеврито-глинистых песчаных коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.

Недостатком известного метода является то, что он ориентирован на свойства представленных в разрезе скважины пластов-коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических пород коллекторов.

Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.

Недостатком известного способа является то, что он ориентирован на изучение свойств только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов.

Выделению коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. В пределах карбонатного разреза расчленение геологического разреза может быть выполнено на основе совместного использования методов гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). Предельная разрешающая способность геофизических исследований данным комплексом ограничена 0,2 метрами, что позволяет на практике выделять отдельные пропластки толщиной не менее 0,6 – 0,8 метров. В условиях высоко неоднородных карбонатных пластов, когда пропластки с различными коллекторскими свойствами могут не превышать 0,03 – 0,05 метров данная точность может быть не приемлема для решения практических задач. При выделении коллекторов прослои, характеризующиеся коэффициентом пористости (Кп) меньше установленных граничных значений, в эффективные толщины не включаются, в результате чего потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитываются в Государственном балансе запасов РФ.

Техническим результатом, достигаемый предлагаемым изобретением, является повышении детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна.

Дополнительным техническим результатом является выделение всех литологических типов горных пород, участвующих в фильтрации флюидов.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов, включающем использование радиоактивного каротажа и исследований кубических образцов керна с помощью компьютерной томографии для дифференциации карбонатных пластов по пористости и выделение пород всех литологических типов, участвующих в фильтрации флюидов.

Способ включает выполнение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) и обработку полученной информации с последующим выделением интервалов коллекторов.

На первом этапе предполагается расчет по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) значения разностных параметров ΔIгк и ΔIннк. Расчет производят по формулам:

ΔIгк = (IгкMAX - IгкПЛ) / (IгкMAX - IгкMIN) для метода ГК;

ΔIннк = (IнккMAX - IнккПЛ) / (IнккMAX - IнккMIN) для метода ННК-т,

где IгкMAX и IнккMAX – максимальные значения показаний методов;

IгкMAX и IнккMAX – максимальные значения показаний методов;

IгкMIN и IнккMIN – минимальные значения показаний методов;

IгкПЛ и IнккПЛ – значение в оцениваемом пласте.

В глинисто-карбонатном разрезе IгкMAX соответствует пласту глин, IгкMIN - пласту наименее заглинизированных карбонатов; IннкMAX соответствует пласту наиболее плотных (наименее пористых) карбонатов, IнккMIN - пласту глин.

На втором этапе производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (Кп). Метод рентгеновской томографии позволяет уточнить строение литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными. Использование кубических образцов со сторонами, равными 40±1,0 мм, на томографической установке обеспечит охват большей площади исследования образца, что позволит получить точные результаты. Использование образцов со сторонами менее 39 мм в томографической установке невозможно ввиду отсутствия специального держателя образцов керна. Для меньших размеров образцов керна необходимо изготовление специального держателя, что не всегда является экономически целесообразным. Использование образцов со сторонами более 41 мм невозможно ввиду то, что стандартный размер образца керна составляет 100 мм в диаметре и максимальный кубический образец, который можно из него выпилить, составляет 40±1,0 мм.

Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:

КпЖИДК-НД = Dпрон* КпПРОН + (1- Dпрон) * КпПЛ, где

КпЖИДК-НД – открытая пористость неоднородного образца;

Dпрон – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);

КпПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;

КпПЛ – открытая пористость плотной части образца.

По методу рентгеновской томографии в объеме образца оценивают долю проницаемых коллекторов Dпрон. Открытую пористость проницаемой части, исходя из значений Кп (по жидкостному методу) и принимая во внимание, что для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, оценивают по формуле:

КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-3.

На фиг.1 – Проведение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с выделением различных литотипов.

На фиг.2 – Результаты обработки рентгено-томографических исследований на кубическом образце керна горных пород.

На фиг.3 – Образцы керна горных пород различных литотипов на фотографиях и по данным рентгено-томографических исследований.

Пример реализации данного способа.

На одной из скважин Москудьинского месторождения (объект В3В4) проведены геофизические исследования методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). При расчете значений разностных параметров ΔIгк и ΔIннк получены следующие результаты:

литотип 1 пористых кавернозных пород - ΔIгк = 0; ΔIннк = 0,16;

литотип 2 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как проницаемые коллекторы - ΔIгк = 0,03; ΔIннк = 0,26;

литотип 3 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как непроницаемые породы - ΔIгк = 0,13; ΔIннк = 0,32;

литотип 4 пород с низкой пористостью - ΔIгк = 0,16; ΔIннк = 0,48.

литотип 5 наиболее плотных пород - ΔIгк = 0,08; ΔIннк = 1.

Для литотипов 1-4 изготовлены кубические образцы керна со сторонами 40±1,0 мм, на которых проведены томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитана открытая пористость (Кп). В результате данных метода рентгеновской томографии керна установлено однородное строение литотипа 1 с КпЖИД-ПОР=23,2 %.

Для литотипов 2 и 3 установлено послойное переслоение плотных и пористо-кавернозных пропластков с толщинами 0,03-0,10 метров. Оценка открытой пористости жидкостным методом для образцов неоднородного строения составила КпЖИДК-НД=7,2 % для второго литотипа и КпЖИДК-НД=14,3% для третьего литотипа. По результатам обработки рентгено-томографических исследований на кубических образцах керна рассчитывали доля проницаемой части Dпрон. В результате для образцов литотипа 2 Dпрон составила 0,138 д.ед., для литотипа 3 – 0,673 д.ед.

Для литотипа 4 установлено однородное строение без признаков эффективной пористости по томографии, КпЖИДК-ПЛ=6,0%, что ниже граничного значения коллекторов принятое для рассмотренного эксплуатационного объекта в 7%. Согласно данным рентгеновской томографии строение литотипа 4 аналогично строению плотной части литотипов 2 и 3.

Таким образом, метод рентгеновской томографии позволил уточнить строение литотипов 2 и 3, которые по данным ГИС принимаются однородными, причем пропластки литотипа 2 относят к коллекторам, а литотипа 3 – к непроницаемым породам.

Открытую пористость неоднородного образца можно представить как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:

КпЖИДК-НД = Dпрон* КпПРОН + (1- Dпрон) * КпПЛ, где

КпЖИДК-НД – открытая пористость неоднородного образца;

Dпрон – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);

КпПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;

КпПЛ – открытая пористость плотной части образца.

Тогда расчет строения литотипов 2 и 3 можно провести следующим образом. По методу рентгеновской томографии оценивали долю проницаемых коллекторов Dпрон занятых в образце керна пористо-кавернозными породами. Зная для образца керна Кп (по жидкостному методу) и принимая для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ для литотипа 4 (в примере 6,0%) открытую пористость проницаемой части оценили по формуле:

КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон.

В примере для образца керна литотипа 2 (КпЖИДК-НД = 7,2%; Dпрон = 0,138):

КпПРОН2 = (7,2 - 6 * (1- 0,138)) / 0,138 = 14,7%.

Таким образом, образец керна литотипа 2 представлен на 13,8% проницаемой породой с КпПРОН2 = 14,7% и на 86,2% плотной частью с КпПЛ=6,0 %.

В примере для образца керна литотипа 3 (КпЖИДК-НД=14,3%; Dпрон= 0,673):

КпПРОН3 = (14,3 - 6 * (1- 0,673)) / 0,673 = 18,3%.

Таким образом, образец керна литотипа 3 представлен на 67,3% проницаемой породой с КпПРОН2 = 18,3% и на 32,7% плотной частью с КпПЛ=6,0 %.

Таким образом, комплексирование геофизических исследований скважин методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с компьютерной томографией образцов керна позволяет повысить детализацию и достоверность определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, которые ранее не включались в нефтенасыщенные толщины и потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитывались в Государственном балансе запасов РФ.

Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств, отличающийся тем, что выделение интервалов пластов-коллекторов производят по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с вычислением значений разностных параметров ΔIгк и ΔIннк по формулам:

ΔIгк = (IгкMAX - IгкПЛ) / (IгкMAX - IгкMIN) – для метода ГК;

ΔIннк = (IннкMAX - IннкПЛ) / (IннкMAX - IннкMIN) – для метода ННК-т,

где IгкMAX и IннкMAX – максимальные значения показаний методов;

IгкMIN и IннкMIN – минимальные значения показаний методов;

IгкПЛ и IннкПЛ – значение в оцениваемом пласте,

при этом в глинисто-карбонатном разрезе IгкMAX соответствует пласту глин, IгкMIN - пласту наименее заглинизированных карбонатов; IннкMAX соответствует пласту наиболее плотных карбонатов, IннкMIN - пласту глин, далее уточняют строения литотипов, для этого производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (Кп), которую представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:

КпЖИДК-НД = Dпрон* КпПРОН + (1- Dпрон) * КпПЛ, где

КпЖИДК-НД – открытая пористость неоднородного образца;

Dпрон – доля проницаемых коллекторов;

КпПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;

КпПЛ – открытая пористость плотной части образца,

долю проницаемых коллекторов Dпрон оценивают по методу рентгеновской томографии, а открытую пористость проницаемой части, исходя из значений Кп и принимая во внимание, что для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, оценивают по формуле:

КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон, где

КпЖИДК-ПЛ – открытая пористость плотной части по жидкостному методу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований скважин с целью поиска и разведки лития в рапе как источника гидроминерального сырья в соленосных разрезах, вскрытых скважинами различного назначения. Согласно заявленному способу осуществляют регистрацию интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом - Jннкмз и большом - Jннкбз зондах метода нейтрон-нейтронного каротажа - 2ННКт и регистрацию интенсивности потока гамма излучения в жесткой части спектра ГИРЗ с энергией более 2,23 МэВ - Jснгк.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области ядерно-физических методов исследований скважин и может быть использовано в приборах, осуществляющих в режиме вращательного сканирования диагностику заколонного пространства. Предложена аппаратура мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК для вращательного сканирования разрезов нефтегазовых скважин, которая включает источник нейтронов, детектор спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), детекторы тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), и детекторы надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (2ННКнт).

Изобретение относится к устройствам контроля технического состояния скважин методом гамма-гамма каротажа, в частности к устройствам контроля качества цементирования обсадных колонн геофизических скважин методом рассеянного гамма-излучения. Предложено устройство для контроля технического состояния обсаженных скважин, включающее корпус с центраторами, содержащий установленный в нижней части источник гамма-излучения, образующий с приемником гамма-излучения с фотоэлектронным умножителем зонд толщиномера, а в верхней части корпуса - фотоэлектронные умножители, равномерно разнесенные относительно друг друга и равноудаленные от оси корпуса, и электронный блок.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области ядерно-физических методов исследований скважин и может быть использовано в приборах, осуществляющих в сканирующем режиме диагностику заколонного пространства с целью оценки его заполнения легкими и облегченными цементами, определения пористости коллекторов горных пород и их насыщения углеводородами на разном удалении от стенки (в радиальном направлении) обсадной колонны (ОК) и по периметру скважины.

Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований газовых скважин, к способам оценки газонасыщенности коллекторов, поровое пространство которых, наряду с газом, содержит галит (соль). Заявлен способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов путем регистрации и обработки показаний двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа скважин - 2ИННКт по тепловым нейтронам.

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и применяется для повышения информативности и оперативности получения данных химического и минерально-компонентного состава пород черносланцевых нефтеносных формаций. Предложен способ определения минерально-компонентного состава пород черносланцевых нефтеносных формаций, который заключается в том, что посредством использования портативных рентгено-флуоресцентных анализаторов химического состава на продольно распиленном керне производят определение химического состава пород с детальной привязкой к геологическому разрезу и типу горной породы.

Изобретение относится к методам нейтронного каротажа для определения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе обсаженных нефтегазовых скважин, разделению рапосодержащих и рапопоглощающих интервалов относительно пластов соли, а также выделению интервалов с рапой в цементном камне. Способ позволяет решить проблему выделения рапоносных интервалов при строительстве скважин для планирования и проведения комплекса мероприятий, предотвращающих рапопроявления в скважине, являющегося причиной техногенной аварии.

Изобретение относится к области геофизики и дистанционных зондирований Земли и может быть использовано для геологического картирования, поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. Способ аэроэлектроразведки с применением беспилотного летательного аппарата (БПЛА) заключается в том, что проводят регистрацию компонент электромагнитного поля с помощью электроразведочного измерителя, который установлен на БПЛА легкого класса, при этом генератор электромагнитного поля находится на земле, съемка производится при движении БПЛА на автопилоте по предварительно подготовленному и соответствующему постоянной высоте БПЛА над рельефом (от 3 метров) полетному заданию, скорость движения БПЛА может изменяться от 0 до 20 м/с, измерения компонент электромагнитного поля производятся в автоматическом режиме, а пространственная привязка точек измерений осуществляется средствами спутниковой навигационной системы и, опционально, высотомера.

Изобретение относится к способам определения геофизических параметров пластов горных пород с использованием аппаратуры импульсного нейтрон-гамма-каротажа. Технический результат – одновременное определение плотности и пористости горной породы.

Группа изобретений относится к области проверки безопасности тела человека с помощью источника рентгеновского излучения. Аппарат проверки безопасности тела человека содержит устройство фильтра, включающее в себя корпус и каркас фильтра.

Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований скважин с целью поиска и разведки лития в рапе как источника гидроминерального сырья в соленосных разрезах, вскрытых скважинами различного назначения. Согласно заявленному способу осуществляют регистрацию интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом - Jннкмз и большом - Jннкбз зондах метода нейтрон-нейтронного каротажа - 2ННКт и регистрацию интенсивности потока гамма излучения в жесткой части спектра ГИРЗ с энергией более 2,23 МэВ - Jснгк.
Наверх