SU1148982A1 - Способ определени характера насыщени пласта - Google Patents

Abstract

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЩЕНИЯ ПЛАСТА, включающий регистрацию в скважине геофизического параметра , характеризукмцегос  малым радиусом исследовани , и определение пористости пласта, отличающийс  тем, что, с целью повышени  достоверности способа, измер ют давление в пласте, определ ют пористость водонасыщенного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщени  пласта суд т по величине отношени  определенных значений пористости, причем при величине этого отношени  более двух -. пласт, нефтегазонасыщен, а при величине отношени  менее 1,25 водонасыщен.

Description

1 1 Изобретение относитс  к нефтегаэодобывающей промьшшенности, в частности к нефтепромысловой геологии и геофизике, и может быть использовано дл  вьиелени  в разрезе нефтегазонасыщенньк пластов при бурении глубоки скважин. Известен гидродинамический способ пр мого определени  характера насыщени  пласта путем создани  депресси на него и вызова притока флюида из пласта lj . Недостатком этого способа  вл етс то, что выполнение работ не всегда возможно по геологическим причинам, требует остановки бурени  на длитель ный срок и применени  специального оборудовани . Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату  вл етс  способ определени  характера насыщени  пласта, осно ванный на анализе результатов геофизических исследований скважин, харак теризующихс  различным радиусом иссле довани . Дл  реализации известного способа требуетс  комплекс методов, включающий метод сопротивлени , по которому получают информацию об удельном сопротивлении неизменной (незатронутой проникновением фильтрата бурового раствора) части пласта р , метод пористости (электрометрический, акустический или нейтронный каротажи) позвол ющий определ ть пористость пласта К и по ней оценивать величину относительного сопротивлени  Р, и метод определени  минерализации воды, насыщающей пласт р , по которым определ етс  значение сопротивлени  пласта дл  случа  его 100%-ного водонасыщени  (pg). Характер насыщени  коллекторов определ ют по величине отношени  удельного электри ческого сопротивлени  породы (рр) к ее сопротивлению в случае 100%-ного водонасьпцени  (). Отнесение пласта к классу водонасьщ1енных или нефтегазонасыщенных проводитс  по ве личине критического значени  исследуемого параметра, предварительно устанавливаемого с учетом результатов испытаний z . Недостатком известного способа  вл етс  низка  достоверность за счет значительной погрешности в опре делении удельного сопротивлени  не2 затронутой проникновением фильтрата бурового раствора части пласта (/5) из-за глубокого проникновени  фильтрата бурового раствора в пласты с низкими значени ми пористости (К $ i15-18%), котора  характерна дл  коллекторов , залегающих на больших глубинах, и вскрытии их на репрессии. Цепью изобретени   вл етс  повышение достоверности способа. Поставленна  цель достигаетс  тем, что согласно способу определени  характера насыщени  пласта, включающему регистрацию в скважине геофизического параметра, малым радиусом исследовани , и определение пористости пласта, измер ют давление в пласте, определ ют его пористость водонасьш е.нного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщени  пласта суд т по величине отношени  определенных значений пористости , причем при величине этого отношени  более двух - пласт нефтегазонасыщен , а при величине отношени  менее 1,25 водонасьш;ен. Физической основой предлагаемого способа  вл етс  имеюпщй место в реальных геологических услови х факт недоуплотнени  нефтегазонасыщенных пластов по сравнению с наход щимис  в аналогичных услови х водонасыщенньии за счет эффекта снижени  темпа уплотнени  коллекторов при заполнении их углеводородами. На фиг. 1 приведен пример кривых распределени  пористости дл  водонасыщенных (1) и нефтегазонасыщенных (2). интервалов испытаний пород; на фиг, 2 - зависимость изменени  пористости пород с глубиной в интервале нормальных гидростатических пластовых давлений (1) ив интервале распространени  аномально высоких пластовых давлений (2); на фиг, 3 - изменение пластовых давлений с глубиньй в интервале нормальных гидростатических пластовых давлений (1) и в интервале распространени  (2); на фиг. 4 интегральные кривые распределени  Кп отнощени  пористостей Y Дл  водонасьоценных (1) и нефтегазонасьнценных (2) интервалов испытаний пород. Способ осуществл ют следующим образом , В скважине провод т регистрацию геофизического параметра методом (зондом) с малым радиусом исследовани  и определ ют пористость пласта (К). Измер ют давление в пласте Р и с учетом его определ ют пористость водонасыщенного пласта (К) по формуле

, рп(1,-1)-(Ра-Ри)

вп.и

, . Г. .M.)

вп.а

.ни искома  величина пористо ти водонасыщенного пласт при фактическом значении измеренного пластового давлени  пористость того же водонасьщенного пласта при нормальном гидростатичес ком давлении Рц; (st коэффициент необратимого уплотнени . Величину К 5р f определ ют по экспериментальной зависимости изменени  пористости водонасыщенньк пород с глубиной в случае нормальных гидростатических пластовьос давлений (фиг. лини  1). Дл  получени  этой зависимости на изучаемой территории (нефте газоносна  провинци , бассейн, область ) при бурении скважин производ  отбор керна и проб шлама пород. Дл  этого могут быть использованы керны из опорных, параметрических, поисково-разведочных или структурно-картировочных скважин. Достаточна  частота отбора кернов и проб 5-20% от про ходки скважин. Пробы анализируютс  в лабораторны услови х стандартными методами с целью определени  пористости пород и построени  зависимости ее от глубины залегани  (фиг. 2), а по данным промыслово-геофизических исследований и испытаний стро т зависимость изменени  пластового давлени  с глубиной, на которой вьщел ют интервалы распространени  в разрезе водонасыщенньгх пластов с нормальными гидростатическими давлени ми (фиг. 3). По значени м пористости водонасыщенных пород залегающих в зоне распространени  нормальных гидростатических давлений строитс  зависимость Kg, ц «(11), котора  в дальнейшем используетс  дл  определени  величины Kg . Коэффициент необратимого уплотнени  наход т по формуле

йЧ

,пГ.10 ,И(1 tnUn 6h

средний градиент измене- . ни  пористости пород в исследуемом интервале Ah; значение коэффициента пористости в верхней части этого интервала. Когда давление в пласте равно условному гидростатическому, искомую величину пористости водонасыщенного пласта определ ют непосредственно по зависимости (Н)дл  глубины залегани  пласта. О характере насыщени  пласта суд т по величине отнощени  фактического К и найденного Kg, значений пористости. Дл  этого используют установленные интегральные кривые распределени  отношени  n/i, дл  водонасыщенных и нефтегазонасьпценных пластов. Причем при величине этого отношени  более двух - пласт нефтегазонасыщен , а при величине отношени  менее 1,25 - водонасыщен. Предлагаемый способ позвол ет по высить эффективность определени  характера насыщени  пластов в сложных геологических услови х, особенно при наличии глубокого проникновени  фильтрата бурового раствора в пласт за счет использовани  эффекта снижени  темпа уплотнени  коллекторов при заполнении их углеводородами, кроме того, он может быть широко использован на практике, прелзде всего на больших глубинах, в услови х снижени  эффективности существующих способов определени  характера насыщени . Геологическа  эффективность предлагаемого способа заключаетс  в сокращений пропусков интервалов продуктивных коллекторов и ошибочных рекомендаций к испытанию заведомо неперспективных объектов на больших глубинах. Экономическа  эффективность предлагаемого способа заключаетс  в снижении затрат, материальных средств и времени на проведение испытаний

Claims (1)

1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТА, включающий регист рацию в скважине геофизического параметра, характеризующегося малым радиусом исследования, и определение пористости пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности способа, измеряют давление в пласте, определяют пористость водонасыщенного пласта, залегающего на такой же глубине, а о характере насыщения пласта судят по величине отношения определенных значений пористости, причем при величине этого отношения более двух пласт, нефтегазонасыщен, а при вепйчине отношения менее 1,25 водонасыщен.

   • V©

   1148982 А