Способ определения нефтенасыщенных пластов

Способ определения нефтенасыщенных пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины.

Известен способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта, в котором измеряют геофизические характеристики в разрезе скважин, законченных бурением. По результатам исследования скважин определяют значения параметров: открытой пористости (Кп) - методами нейтронного каротажа и гамма-каротажа, эффективной пористости (Кп_эф) - по корреляционным зависимостям Кп_эф=f(Кп), динамической пористости (Кп_дин) - методом ядерного магнитного каротажа, водонасыщенности (Кв) и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами нейтронного гамма-каротажа, гамма-каротажа и удельного электрического сопротивления. По определенным параметрам вычисляют параметры неподвижной части нефтенасыщенности в виде разности эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн=(Кп_эф-Кп_дин)/Кп100%, связанной водонасыщенности: Квс=(Кп-Кп_эф)/Кп100%, подвижной части нефтенасыщенности: Кнп=Кн-Кнн и свободной водонасыщенности: Квсв=Кв-Квс (Патент РФ №2215873, опубл. 10.11.2003).

Известный способ позволяет определить параметры уже определенного нефтенасыщенного пласта, тогда как само определение нефтенасыщенного пласта проводят другими методами.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения геологических исследований скважин, согласно которому отбирают шлам из скважины, описывают фациальные признаки шлама каждой скважины с последующим сведением в таблицу и построением корреляционной схемы. При этом сопоставляют данные корреляционной схемы и таблицы описания, выявляют изменчивость разреза, прогнозируют выклинивание части пластов или их дивергенцию, изменение толщин фациальных зон относительно прогнозных величин. Строят график индекса продуктивности, представляющий собой тренд ведущих фациальных признаков продуктивности. По значениям графика индекса продуктивности составляют выводы о качественном составе скважины на предмет наличия нефтенасыщенных слоев. При этом в качестве ведущих фациальных признаков при построении графика индекса продуктивности используют коэффициенты люминесценции и битуминизации, плотность, размер шламинок, степень окатанности и отсортированности зерен (Патент РФ №2418948, опубл. 20.05.2011 - прототип).

Способ позволяет определить наличие в разрезе скважины нефтенасыщенного пласта, однако точность определения остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Задача решается тем, что в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным.

Сущность изобретения

В разрезе скважины имеются множественные пропластки, которые не квалифицируются ни как продуктивные, ни как не продуктивные. В результате часть продуктивных, но не определенных как продуктивные, пропластков выпадает из разработки, что отрицательно сказывается на конечной нефтеотдаче месторождения. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины, а следовательно, и выявление продуктивных пропластков, которые могут быть вовлечены в разработку. Задача решается следующим образом.

В одной из скважин при бурении отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности пропластков по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности пропластков по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу.

Как правило, такие исследования при бурении проводят лишь выборочно в нескольких скважинах месторождения. В подавляющем большинстве бурящихся скважин керн не отбирают, а анализируют каротажные кривые скважин в разрезе продуктивного горизонта и проводят анализ шлама. В скважинах выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление (такими соединениями могут быть пирит (FeS₂) или хлориты, например, железистые), а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов (например, железа). Наличие этих минералов вносит погрешность в показания каротажа, существенно занижая данные. Заниженные данные по нефтенасыщенности вносят ошибку в определение пластов как продуктивных или непродуктивных. Отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу в контрольной скважине показывает размер ошибки.

Для устранения этой ошибки для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным.

В соответствии с насыщенностью терригенных коллекторов коллектор нефтенасыщенный (при освоении дает чистую нефть) имеет нижнюю границу коэффициента нефтенасыщенности (Кн) - 65%, критическое значение удельного сопротивления(рп) коллектора 6 Ом∙м; коллектор слабо нефтенасыщенный (при освоении дает нефть с водой) имеет интервал значений коэффициента нефтенасыщенности 40%<Кн<65%, критическое значение удельного сопротивления коллектора 3 Ом∙м; коллектор с остаточным нефтенасыщением или водоносный (при освоении дает пластовую воду) имеет интервал значений коэффициента нефтенасыщенности Кн≤40%, удельные сопротивления меньше 3 Ом∙м.

Комплексный каротаж включает в себя индукционный каротаж (ИК), боковой каротаж (БК), боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрокаротаж (МК), нейтронный каротаж (НК), гамма-каротаж (ГК), каротаж потенциалов собственной поляризации (ПС), стандартный потенциал-зонд (КС), ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), акустический каротаж (АК), гамма-плотностный каротаж (ГГКп), спектрометрический гамма-каротаж ГК-С), спектрометрический нейтронный каротаж (НК-С), газовый каротаж (ГК), резистивиметрию, кавернометрию, инклинометрию.

Пример конкретного выполнения

В скважине №1 отбирают и исследуют керн. Результаты исследования представлены в таблице 1. Определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну. Для пласта в интервале 1203,6-1205,0 м по керну коэффициент нефтенасыщенности (Кн) равен 72%. Проводят комплексный каротаж в скважине №1. Результаты представлены в таблице 2. По данным каротажа определен терригенный коллектор (песчаники) в интервале 1203,6-1205,0 м. Петрофизические параметры пласта по данным каротажа: коэффициент пористости (Кп) - 22,2%; коэффициент глинистости (Кгл) - 2,1%; удельное электрическое сопротивление пласта (ρ_п) - 2,6 Ом∙м; коэффициент нефтенасыщенности (Кн) - 45,7%.

По классификации коллекторов пласт в интервале 1203,6-1205,0 м относится к слабо нефтенасыщенным. Определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу

72:45,7=1,58.

Анализируют каротажные кривые скважины №2 в терригенном разрезе продуктивного горизонта и данные исследований шлама. Выявляют, что в исследуемом пласте-коллекторе в интервале 1164,0-1166,2 м отмечено наличие пирита (FeS₂). По данным комплексного каротажа отмечено повышенное содержание железа, удельное сопротивление пласта равно 2,6 Ом∙м, коэффициент пористости - 24,4%, коэффициент нефтенасыщенности, определенный по каротажу, 43,9%.

Уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент

43,9×1,58=69,36%.

Полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. Данный пласт в интервале 1164,0-1166,2 м согласно терминологии относится к нефтенасыщенным.

Таким образом, пласт, ранее считавшийся слабо нефтенасыщенным и непригодным для разработки, переведен в разряд нефтенасыщенных и пригодных для разработки.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Таблица 1
Макроописание керна
Горизонт	Интервал отбора керна, м	Проходка/вынос, м	Мощность слоя по керну, м	Номеpa образцов	Место взятия, м
Послойное макроописание керна
1	2	3	4	5	6	7
тула-бобрик	1201,0-1211,0	10,0/10,0	1,80		Аргиллиты темно-серые до черных, углистые с полураковистым изломом, горизонтально слоистые, расслаивающиеся по плоскостям наслоения, преимущественно плитчатые
3,40	1'у	1,95	Песчаники в интервале 1,8-2,2 м; 4,0-5,2 м коричневато-серые, в интервале 2,2-4,0 м коричневые. Коричневато-серые разности представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми, известковистыми, углистыми (углистый материал рассеянный), биоморфными, слабо и очень слабо нефтенасыщенными. Коричневые разности представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми, слабо известковистыми, слабо углистыми в интервале 2,2-2,4 м; 2,6-2,75 м; 3,0-3,15 м; 3,9-4,0 м разрушенными, равномерно нефтенасыщенными.
1у	2,15
2у	2,45
3у	2,55
4у	2,65
5у	2,75
6у	2,90
7у	3,20
8у	3,25
9у	3,40
10у	3,55	Известковый материал в виде цемента и округлых включений размером не более 2.0×2,0 мм.
11у	3,70
12у	3,80
13у	4,05
14у	4,30
15у	4,40	В коричневато-серых разностях отмечается пиритизация.
16у	4,55
17у	4,75
18у	4,90
19у	5,15
	1201,0-1211,0	10,0/10,0	2,55			Аргиллиты темно-серые до черных, с полураковистым изломом, косослоистые, в кровле слоя алевритовые, углистые, плитчатые
			2,25			Алевролиты темно-серые до черных, глинистые, углистые, массивные, слабо известковистые, в интервале 9,6-10,0 м керн представлен обурками

Способ определения нефтенасыщенного пласта, согласно которому в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комплексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным.