Способ определения проницаемости горных пород геологического разреза исследуемой скважины

Способ определения проницаемости горных пород геологического разреза исследуемой скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Целью изобретения является повышение точности определения проницаемости пород. Для этого определяют относительный параметр буримости и градиент дифференциального давления. Измеряют осевую нагрузку, частоту вращения долота, механическую скорость бурения, плотность и водоотдачу бурового раствора. Регистрируют глубину скважины, В контрольной скважине отбирают керн. Измеряют проницаемость керна в условиях, моделирующих пластовые. Определяют твердость керна в функции дифференциального давления и градиент изменения твердости от дифференциального давления. В исследуемой скважине определяют отношение градиента изменения твердости породы по керну к градиенту дифференциального давления. Проницаемость пород определяют из выражения Кпр ( Н F)345 А 155 , где рградиент дифференциального давления, МПа/м; Н - глубина, м; F - относительный параметр буримости; С - коэффициент размерности; Я- ранжированный параметр бурового раствора. 1 табл. сл

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5115 Е 21 В 49/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4616148/03 (22) 08.12,88 (46) 07.04.91, Бюл. М 13 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН АЗССР (72) P.Ä. Джеваншир, Г,M. Эфендиев и К.К. Юсуфова (53) 622.241(088.8) (56) Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. — M,: Недра, 1980.

Александров Б. Л., Стрельченко В.В., Хазов В.А, др. Изучение геологических разрезов на основе данных, получаемых при бурении скважин: Образная информация, сер. еология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. M.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1986, вып. 12, с. 17-19, (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ИССЛЕДУЕМОЙ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Целью изобретения является повышение точности определения проницаемости пород. Для

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к исследованиям скважин в процессе бурения.

Цель изобретения — повышение точности определения проницаемости пород.

Способ осуществляют следующим образом.

Определяют относительный параметр буримости, градиент дифференциального давления, Измеряют осевую нагрузку, частоту вращения долота, механическую скорость бурения, плотность и водоотдачу бурового рас„„Я ) „„1640397 А1 этого определяют относительный параметр буримости и градиент дифференциального давления. Измеряют осевую нагрузку, частоту вращения долота, механическую скорость бурения, плотность и водоотдачу бурового раствора. Регистрируют глубину скважины, В контрольной скважине отбирают керн. Измеряют проницаемость керна в условиях, моделирующих пластовые. Определяют твердость керна в функции дифференциального давления и градиент изменения твердости от дифференциальногодавления. В исследуемой скважине определяют отношение градиента изменения твердости породы по керну к градиенту дифференциального давления, Проницаемость пород определяют из выражения

К (C . H . F),45, — 1,55 диент дифференциального давления

МПа/м; Н вЂ” глубина, м; F — относительный параметр буримости; С вЂ” коэффициент размерности; Л вЂ” ранжированный параметр бурового раствора. 1 табл.. твора. Регистрируют глубину скважины. В контрольной скважине отбирают керн, измеряют проницаемость керна с условиях, моделирующих пластовые, определяют твердость керна в функции дифференциального давления, градиент изменения твердости от дифференциального давления, в исслвдуемой скважинеопределяютотношение градИента изменения твердости породы по керну к градиенту дифференциальною давления, а приницаемость пород определяют из выражения

Кпр — (г..П ) Л

1640397

D — диаметр долота;

Чм — механическая скорость, м/ч;

Н вЂ” глубина скважины, м;

f — функция дифференциального давле5 ния: где rp — градиент дифференциального давления, МПа/м;

Н вЂ” глубина, м;

F — относительный параметр буримости;

С вЂ” коэффициент размерности;

Л вЂ” ранжированный параметр бурового раствора.

В исследуемой скважине вскрыты бурением два интервала. Параметры режима бу- 10 рения представлены в таблице, Из контрольной скважины отбирают керн, который группируют по основным типам пород, определяют известным способом их проницаемость, она составляет 15

0,105 м .

На экспериментальной установке, например типа ИРПБ — 2 в условиях действия дифференциального давления, передаваемого различными жидкостями, измеряют 20 твердость породы, По зависимости твердости от дифференциального давления определяют темп роста твердости (p1 ) породы для каждого типа породы и контактирующей жидкости. 25

В качестве последней используют дистиллированную воду (iL = 1), раствор плотностью 1500кг/м и водоотдачей 25 см /мин

3 а также раствор плотностью 2000 кгlм

3 (Л=З), 30

В зависимости от характеристик бурового раствора Л определяют следующим образом, Для растворов с плотностью

1000...1309 кгlм Л = 1 для растворов 35 плотностью 1309...1800кг/м и водоотэ дачей 15...30 см /30 мин Л = 2.

И для растворов плотностью выше

1800 кг/м и водоотдачей ниже 15 см /30 мин з

Л= 3. 40

Градиент изменения твердости (темп роста твердости), оцениваемый коэффициентом rp1, характеризует литологию породы, Его величина составляет 0,009.

Определяют значение коэффициента ф 45 по формулам:

00,75 у= (4- — )при /а )1;

3,25

640 +> при dig 1;

60 5 по 25

1Ж = 25 +0,028 (7 — Н/1000), 55

С м где о(- параметр буримости;

G -осевая нагрузка на долото;

n — частота вращения;

Ь P — нормальное дифференциальное давление: р — (Р ВОР) 10

Н, р- плотность бурового раствора, гlсм, з, «p — нормальный градиент порогового давления, равный 0,0103 МПа/м.

Рассчитанное значение коэффициента р составляет 0,0131.

Определяют коэффициент

К1 = "-1- = 0 69 .

У

Рассчитывают функцию, учитывающую рост буровой прочности (ухудшение буримости) от действия дифференциального давления:

1—

F =1+ !

У где Л Р = (р — д, ) — = 103,9 ат .

Н

Тогда F = 0,49, Определяют коэффициент проницаемости по выражению в предложении C1 = 1.

1 )З.45 . g — 1 55

К1/ Н Р 0,36;

0 0104345

Ккерн

C) — — "- — — — 0,00728, Кпр Cl =1

С = — =0,011.

С1

К1

Рассматривают проницаемость пород для приведенных в таблице данных по исследуемой скважине. Интервал 1951-2026 (Нср = 1988м)

Кпр = 0,129 м, 2 интервал 2217-2238 (Н,р = 2227 м)

Кпр =009 м .

По данным кернового анализа в интервале t 891-2102 м средняя проницаемость пород равна 0,128 м2, в интервале

2206-2250 м величина Кпр - 0,14 м2.

Использование изобретения позволяет оперативно получать информацию о коллекторных характеристиках разреза без дополнительных затрат, Формула изобретения

Способ определения проницаемости горных пород геологического разреза исследуемой скважины, основанный на определении в контрольной скважине относительного параметра буримости, гра1640397 сти породы по керну к градиенту дифференциального давления, а проницаемость пород определяют из выражения

С Э.45, д — 1,55

Составитель В. Стрельченко

Редактор M. Бланар Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор M. Максимишинец

Заказ 1007 Тираж 366 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская нэб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 диента дифференциального давления, измерении осевой нагрузки, частоты вращения долота, механической скорости бурения, плотности и водоотдачи бурового раствора, регистрации глубины контрольной скважины, 5 отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения проницаемости, в контрольной скважине отбирают керн, измеряют проницаемость керна в условиях, моделирующих пластовые, определяют 10 твердость керна в функции дифференциального давления, определяют градиент изменения твердости от дифференциального давления, в исследуемой скважине определяют отношение градиента изменения твердо- .15 где р — градиент дифференциального давления;

Н вЂ” глубина;

F — относительный параметр буримости;

С вЂ” коэффициент размерности;

А — ранжированный параметр бурового раствора.