Способ определения аномально высоких поровых давлений в глинах

Способ определения аномально высоких поровых давлений в глинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: нефтегазовая геология и геофизика, технология выявления и количественной оценки аномально высоких поровых давлений в глинах при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Отбирают образцы керна из слагающих буровой разрез глин, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн. Определяют интервальное время пробега упругих волн в матрице глин. Аппаратурой акустического каротажа измеряют интервальное время пробега упругих волн в пластах глин исследуемой скважины. Строят и аппроксимируют зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от глубины для условий нормального уплотнения. Аномально высокие поровые давления в глинах на любой глубине качественно и количественно оценивают по отклонению фактической величины логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от линии нормального уплотнения. Положительный эффект: относительная ошибка определения уменьшается в 4-8 раз. 2 ил., 3 табл. (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (st)s Е 21 В 47/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4709323/03 (22) 23.06.89 (46) 07.05,92, Бюл. ¹ 17 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН АЗССР (72} P. Д, Джеваншир, Л, А. Буряковский и

М. А. Казиева (53) 622.241(088,8) (56) Ношпап С, Е. and Johnson R. К.

Estimation of formation pressures from

logderived зпа!е properties. — Journ. Petr.

Techn., 1965, vol, 17, рр. 717-723. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ АНОМАЛЬН0 ВЫСОКИХ ПОРОВЫХ ДАВЛЕНИЙ B

ГЛИНАХ (57) Использование: нефтегазовая геология и геофизика, технология выявления и количественной оценки аномально высоких поровых давлений в глинах при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа, Отбирают обИзобретение относится к нефтегазовой геологии и геофизике и может быть использовано для выявления зон аномально высоких поровых давлений и их количественной оценки при бурении скважин, поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа.

Известны способы выявления зоны аномально высоких паровых давлений (АВПД) в глинах и оценки величин давлений по данным геофизических исследований в скважинах, например, электрического каротажа (см, Нопгпап С. Е, and Johnson R. К.

Estimation of formation pressures from.. Ж 1731944 А1 разцы керна из слагающих буровой разрез глин, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн. Определяют интервальное время пробега упругих волн в матрице глин. Аппаратурой акустического каротажа измеряют интервальное время пробега упругих волн в пластах глин исследуемой скважины. Строят и аппроксимируют зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от глубины для условий нормального уплотнения. Аномально высокие поровые давления в глинах на любой глубине качественно и количественно оценивают по отклонению фактической величины логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах и в их матрице от линии нормального уплотнения. Положительный эффект: относительная ошибка определения уменьшается в 4-8 раз, 2 ил., 3 табл, logderived shale properties. — Journ. Petr.

Тепп., 1965. vol. 17, рр. 717-723). Показания метода наносятся на график, где по оси аб- 0 сцисс откладывается значение логарифма удельного электрического сопротивления в ф глинах, а по оси ординат — глубина, а выделение зоны АВПД и оценку пороеык даеле- )ни ний выполняют по отклонению истинного значения электрических параметров глин от значений, соответствующих нормальному уплотнению глин. Недостатком указанного способа является сложность, а иногда и невозможность обоснованного построения линии нормального уплотнения глин в связи с тем, что на удельное сопротивление глин

1731944 существенное влияние оказывает соленость поровых под.

Наиболее близким по техническое сущности (базовым объектом и прототипом) является способ выявления зоны аномально 5 высоких поровых давлений в глинах и их оценки по данным акустического каротажа (см. Honman С. Е, and Johnson R. К.

Estimation of formation pressures from

logderived shale properties. — Journ. Petr. 10

Techn., 1965, vol. 17, рр. 717-723). В скважине, вскрывшей излучаемый разрез, с помощью стандартной аппаратуры акустического каротажа измеряют интервальное время пробега упругих волн в пла- 15 стинах глин. Строят график зависимости логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах от глубины, а зоны аномально высоких поровых давлений и величины давлений определяют по отклоне- 20 нию точек графика от значений, соответствующих нормальному уплотнению глин; при этом за значение логарифма интервального времени пробега упругих волн, соответствующее нормальному уплат- 25 нению глин для данной глубины, принимают его значение на прямой линии, аппроксимирующей зависимость интервального времени пробега упругих волн в глинах от глубины. 30

Недостатком данного способа является то, что принимаемая за прямолинейную зависимость логарифма интервального времени пробега упругих волн в глинах (At) от глубины Н, соответствующая нормальному 35 уплотнению глин, фактически таковой не является(см. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных, — М.; Недра, 1984, рис, 135 на с. 166).

Истинная зависимость Ig (Лс) = f (Н) является 40 криволинейной. Сопоставление фактических значений Ig (Лт) с аналогичными значениями неверно построенной эталонной зависимости приводит к ошибкам в оценках поровых давлений, несвоевременному вы- 45 явлению зон АВПД и, как следствие, к осложнениям и авариям в процессе проводки скважин.

Целью изобретения является повышение точности определения аномально высо- 50 ких паровых давлений в глинах.

Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем измерение интервального времени пробега упругих волн в глинах, слагающих разрез буровой скважи- 55 ны, сопоставление полученных значений со значениями, соответствующими нормальному уплотнению глин и определение пороговых давлений, из слагающих буровой разрез глин отбирают образцы керна, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн, определяют по керну интервальное время пробега упругих волн в матрице глины, а при определении аномально высоких поровых давлений в качестве прогностического параметра используют разность интервальных времен пробега упругих волн в глинах и матрице глин.

Осуществление способа стало возможным благодаря тому, что в результате промысловых и теоретических исследований авторами было установлено, что при условии нормального уплотнения глин существует линейная связь между величиной логарифма разности интервального времени пробега упругих волн в глинах Лt и в их матрице AtM и глубиной залегания глин Н.

Известно, что связь пористости глин с глубиной может быть представлена в виде (см. Foster J. В., Whallen Н. Е. Estimation of

Formation Pressures from EIecticai Survey—

offshore Louisiana. — J. Petr. Technol., 1966, vol. 18, ¹ 22, р. 166-171).

Ig Кг1 = Ig Кп.о. — АН, (1) где А =ф(9 п,ср — fí ) Ige =const.

Здесь Кл, К .о. — пористость глин, соответственно, на заданной глубине Н и на земной поверхности;Р- коэффициент необратимого уплотнения породы; н — градиент нормального порового давления; g — ускорение силы тяжести; уо.ор. — средняя плотность пород в разрезе.

Решая совместно с (1) используемую в акустическом каротаже формулу для оценки коэффициента пористости на глубине Н (И нтенберг С. С., Дахкильгов T. Д, Геофизические исследования в скважинах. — М.:

Недра, 1982, с. 81);

Лt At. (2)

ЛСж ЛСм получаем

Ig (Лt — Ь|м) = Ig (ЛСо — ЬСм) — AH (3) где Лт, Лъм, A t® и Л со — соответственно, интервальное время пробега упругих волн в породе. в матрице, в жидкости и в породе на земной поверхности.

Из формулы (3) следует, что зависимость

Ig (At — Лсм) = f (Н) является линейной, что позволяет по нескольким замерам в верхних интервалах любой скважины построить точную эталонную прямую Ig (Ьт- AtM) = f (H), и по отклонению фактических значений

Ig (Л с — A tM) от эталонных качественно и количественно оценивать АВПД на любых глубинах.

Предложенный способ обладает отличительными относительно прототипа существенными признаками (дополнительные

1731944 замеры пористости и Лt в образцах глин и др,), обусловливающими его соответствие критерию "новизна".

Заявителю не известны способы, решающие поставленную задачу в полном объе- 5 ,ме и обладающие признаками, сходными с теми признаками, которые отличают предложенное техническое решение от прототипа. Поэтому данное решение отвечает также критерию "существенные отличия". 10

На фиг. 1 приведена зависимость между интервальным временем пробега упругих волн Ь t и пористостью глин продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины; на фиг.2— для скв. 5 месторождения 28 Апреля изме- 15 нение с глубиной интервального времени пробега упругих волн, соответственно, для нормального и фактического уплотнения глин (кривые 1 и 1 ); разности интервально1. го времени пробега упругих волн в глинах и 20 в их матрице, соответственно, для нормального и фактического уплотнения глин (кривые 2.и 2); градиентов паровых давлений, соответственно, по прототипу и предлагаемому способам (кривые 3 и 4); расхождения, 25 соответственно, поровых давлений и их градиентов по прототипу и предлагаемомуспособам (кривые 5 и 6), Предлагаемый способ реализован на скважине N 5 месторождения имени 28 An- .30 реля, находящегося в Южно-Каспийской впадине.

Из скважин, вскрывших на различных месторождениях разрез продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины, были ото- 35 браны образцы глин и замерены их пористость Кп по методу Преображенского и интервальное время пробега упругих волн в образцах Л t, Количество отобранных образцов по 40 каждому месторождению и результаты замеров Кп и Лt приведены в табл. 1.

По данным табл. 1 построена зависимость Лт от пористости глин, представленная на фиг. 1, и путем экстраполяции до 45 значения коэффициента пористости, равного нулю, определено значение интервального времени пробега упругих волн в матрице глин Л т,, которое оказалось равным

155 мкс/м. Полученная зависимость явля- 50 ется статистически устойчивой с коэффициентом корреляции, равным 0,78.

В исследуемой скважине М 5 месторождения им. 28 Апреля в интервале 750-980 м, где отсутствие АВПД не вызывает сомне- 55 ний, был осуществлен 21 замер интервального времени пробега упругих волн в глинах, Результаты замеров и соответствующих им значений (Ьt — AtM) приведены в табл, 2. По данным табл. 2 построены эталонные линейные зависимости нормального уплотнения глин (фиг. 2) по прототипу (прямая 1) и предлагаемому способу (прямая

2). Указанные зависимости статистически устойчивы с коэффициентами корреляции соответственно 0,90 и 0,94, Результаты последующих замеров Лс и соответствующих им значений (At — Ьсм) на больших глубинах представлены в виде фак1 тических зависимостей, соответственно, 1 и

2 на фиг.2.

Количественная оценка паровых давлений осуществлялась по методу эквивалентных глубин: (н 1

P (" = g дп.ср. Н вЂ” (g дп.ср. —. ср) Нэ. (4) где P " - аномальное пороговое давление на

А глубине Н;

Нэ — эквивалентная глубина, соответствующая нормальному пороговому давлению и снимаемая с эталонного графика зависимости Ig (Лт — ЬЪ) = f (Н) для предлагаемого способа и с графика Ig Лт= f (Н) для прототипа; дп.ср., дп.ср. — средневзвешенные по мощности значения плотности глин на глубинах Н и Н, gcp — нормальный гидростатический градиент давлений;

g — ускорение силы тяжести.

Результаты определения паровых давлений на различных глубинах представлены на фиг. 2 в виде графиков зависимости градиента порового давления от глубины для прототипа (ломаная 3) и предлагаемого способа (ломаная 4), а также зависимостей абсолютного расхождения поровых давлений (ломаная 5) и их градиентов (ломаная 6) по прототипу и предлагаемому способам, Как видно из фиг. 2, с ростом глубины расхождение количественных оценок поровых давлений и их градиентов по прототипу и по предлагаемому способу увеличивается.

Абсолютные значения этого расхождения достигают, соответственно, по величине давления — 6 МПа и по градиенту порового давления — 0,0118 МПа/м; относительно расхождение достигает 15 и более.

Для доказательства повышения точности определения АВПД по предлагаемому способу приведено сравнение количественных оценок поровых давлений по прототипу и по предлагаемому способу с манометрическими замерами пластового давления в пластах, непосредственно контактирующих с излучаемыми пластами глин. Результаты определения значений поровых давлений в скважине 5 приведены в табл. 3.

1731944

25

35

50

Как видно из табл. 3, точность предлагаемого способа в скважине 5 месторождения им. 28 Апреля выше по сравнению с точностью прототипа в 4-8 раз.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа обеспечивается повышением точности выделения зон АВПД и количественной оценки давлений. Это будет способствовать безаварийной проводке скважин в условиях АВПД, уменьшению потерь времени на ликвидацию осложнений и аварий, снижению расхода материалов и транспортных расходов, приросту добычи нефти и газа в результате успешного освоенияя и роду ктивн ых пластов.

Формула изобретения

Способ определения аномально высоких поровых давлений в глинах, включающий измерение интервального времени пробега упругих волн в глинах, слагающих разрез буровой скважины, сопоставление полученных значений со значениями, соот5 ветствующими нормальному уплотнению глин, и определение поровых давлений, о тл и ч а ю щ ий с я тем, что, с целью повышения точности определения давлений, из слагающих буровой разрез глин отбирают

10 образцы керна, измеряют их пористость и интервальное время пробега упругих волн, определяют по керну интервальное время пробега упругих волн в матрице глин, а при определении аномальных высоких поровых

15 давлений в качестве прогностического параметра используют разность интервальных времен пробега упругих волн в глинах и матрице глин.

1731944

Z с

CD .О. о

CD CD 1» I» М 0) 00 CO СМ СО

CDМС1 NОe МЛ ч» ч т- а» ч «4 N а — N ч— о

М

LAЛ«OСЧЮ АМ«O«О

LA О. О) I СО ц О сГ О) C7)

N c» r а—

Л r) М Л «O Г-. С" " .

cD л со (о « 1 со LD С 1

Z с

Ф

CL о

Г-CDМЛСО ВОЛ«О

CD СЧ CJ) М М СЧ G) Г О) СГ (ОЛ :Г ЧЛ<О :ГЛЛ о

Ы

ЛОВ«.1«0«1 ОМ Л

I N О) - - М Г О1 О) O

I CD LA LD lD CD CO Cl CD CD

S х т

СО Ь Л Л W Л О Г- М СО

СО cI O CD CD - ID CJ) - «O

ЛГГММГ ЛМЛГ

О со LD О О сч м CD Г «ч

N N- ct СОN Г I

«ОО„

« Д с з м м м сч м сч

1 11111111

ООCDООМСЧОГ (v) O O C N М Ct М Г

О Г l сО Л Г» Л со с- а — - - « 4 ч03 о

=т

6)

1 с о О

iр Z 0.

I- S ID

ZL00 с: лщ с

1- О о =Г

3 Cg

О.

О о

1,ОO1 ЛМ м л со сч -м

<ц (0

О. о о

Cg Л с

g лс

LQ +

Ж с

М

1о

1о

5 а о с

Б о

Y 7)

=3 ф.й Щ

:),О к О

Х (p щ о о о

Z с

Cg

a. < о

1 и

Z о с с

Z

М

О

О.

Q) а щ 0 Е! о

>5 с с о < с

Kxz л cg

0 LQ U

Ф -.ы

Ь с.с

0-00 Я О 5 —. мщу асс асс

cg л

< LQ LQ л

« О 0

S

S с, о с а

Е

„o

Z о

a. X

Cg Cg

I hC

1731944

Таблица 2

Таблица 3

1731944

Рссг z

Составитель Е.Жидков

Редактор С.Кулакова Техред M.Moðãåíòàë Корректор Т.Палий

Заказ 1563 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101