Способ определения коэффициента трещиноватости для трещиновато-кавернозного коллектора

Способ определения коэффициента трещиноватости для трещиновато-кавернозного коллектора

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

О П И C А Н И Е < 938421

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Сотов Советских

Соцналнстнчесинх

Ресаублни

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТИЛЬСТВУ (6l ) Дополнительное к авт. саид-ву{22) Заявлено 29.07,80 (21) 2985275/22-ЮЗ (5!)М. Кл.

:, Е 21 В 49/00 с присоединением заявки М(23) Приоритет

Государственный квинтет ссер ао делам наабретеннй и вткрмтнй т (53) УДК 622.24 (088.8) Опубликовано 07.04.82. Бюллетень Ле 13

Дата опубликования описания 07.04.82

72) Авторы

А. Соколов и С. И. Чижов (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЗФФИт АСИЕНТА

ТРЕЩИНОВАТОСТИ ДЛЯ ТРЕЩИНОВАТОКАВЕРНОЗНОГО КОЛЛЕКТОРА

1 /

T 57т>9 V

Изобретение относится к нефтецобываюшей промышленности, а именно к определению запасов нефти, проектированию процессов разработки залежей в трещиноватокавернозных отложениях и оценке их эффективн ости.

Известен способ опрецеления коэффициента трещиноватости по результатам гицродинамических исслецований скважин (метоц Ф. И. Котяхова). В этом способе, коэффициент трешиноватасти определяется тО исхоля из идеализированной модели строе ния трешиноватого коллектора (система параллельных трещин неизменной раскрытости) и формулы Буссинеска по выраже нию

tS гце т -ксеффициент продуктивности сквйТ жины;

С, ф — обьемный коэффициент и вязкость жидкости; b — эффективная мощность пласта:

Д R — радиусы контура питания и сквак, с жины

Э вЂ” коэффициент удельной густоты трещин.

Неизвестной величиной в цанном случае является удельная густота трещин (), которую. вначале принимают равной ецинице, а затем опрецеляют с помощью глубинного фотографирования стенок скважины (l).

Однако данный метод требует значительной трудоемкости для определения трешинова- .тости коллектора. Метод также предьявляет высокие требования к фотоаппаратуре. Кроме того оттрецеление коэффициента трещиноватости может быть проведено в призабойной зоне необсаженной части скважины. Следовательно, значение этого коэффициента отражает тотько призабойную зону скважины.

3 О 1842 1

Известен способ опредежния трешиноватасти горных пород путем замера плотности и влажности пород в массиве и образце.. Трешиноватость определяется по формуле

Р- о + о

9 - o

I П " "м.)» о (ксп„„,„,-кап, .

1О где P u p — плотность породы в массиве и образце;

Щ ну) - обьемная влажность породы о в массиве и образцеС23, Однако данным способом можно опреде->> лять трешиноватость только в поверхностных условиях, Наиболее близким к предлагаемому является способ определения коэффициента трешиноватости с помошью двух растворов, который сводится к двухкратному иссждованию скважины промыслово-геофизическими методами при различных удельных сопротивлениях глинистого раствора. Сопоставжние (интерпретация) данных каротажа дает возможность определить коэффициент трешиноватости (3) .

Недостатком данного способа является его многооперационность. Радиус опредежния коэффициента трешиноватости - близо жайшие окрестности призабойной зоны скважины (максимальный радиус исследований по геофизическим данным - 8 метров) ° Все известные методы определения коэффициентов трешиноватости трудоемки и имеют небольшой радиус исследования.

Бель изобретения» повышение точности определения и увеличение радиуса иссждования горных пород.

Указанная цель достигается тем, что

40 в споссбе определения коэффициента трешиноватости, включаюшем определение общей вторичной пористости по геофизическим данным, измеряют коэффициент светопоглощения нефти и по его изменению оп4$ ределяют коэффициент трешиноватости по фор муж

КСП „- минимальное значение мин коэффициента светопог лощения;

КСП вЂ” начальное значение коэф фициента светопоглошения;

Ьо - обшая вторичная порист ость.

С пособ осушествляется периодическим отбиранием пробы нефти из наблюдатель ных скважин, расположенных на различных гипсометрических отметках, определением коэффициента светопоглошения проб нефти, по полученным замерам строится зависимость коэффициента светопоглошения от времени и по характеру изменения коэффициента светопоглошения во времени и по абсолютной величине по формуж определяется коэффициент трешиноватости.

Пример. По скважине М. 846 . верхнемеловой залежи нефти МалгобекВознесенско-А лиюртовского месторождения с начала вступжния в разработку регулярно отбирали пробы нефти (практически один раз в месяц). Затем определяли коэффициент светопоглошения проб нефти.

Строили зависимость коэффициента светопоглошения нефти от времени. На фиг, 1 приведен вид этой зависимости, из которого видно, что в начальный период времени значения коэффициента светопоглошения нефти (КСП) закономерно повышается. Это обьясняется тем, что по высоге залежи значение КСП нефти закономерно увеличивается сверху вниз и максимальное значение КСП нефти находится на водонефтяном контакте (BHK). Отбор из залежи нефти приводит к подьему ВНК и возр астан ию значений КС П нефти.

Вытеснение (фильтрация) нефти при этом происходит по наиболее проницаемым участкам (макротрешинам), в то время как в трешинах (микротрешинах) образуются зоны с затрудненной циркуляцией, типа застойных. В таком случае в трешинах (микротрешинах) остается нефть с первоначальным значением КС П.

В определенный момент значения КСП нефти достигают своей максимальной величины, что соответствует началу появжния воды (обводнения) в скважине. По мере подъема ВНК, на вытеснение нефти из коллектора, кроме гидродинамических сил, начинают оказывать значительное влияние гравитационные и капиллярные силы. Вначаж вода прорывается по боже проницаемым участкам (макротрешинам, ка9 1842 1 вернам и вторичным пустотам), т.е. происхоцит опережение продвижения BHK в дренируемом обьеме (максимальная величина КСП) °

Затем начинается плавное уменьшение значений КСП нефти в связи с тем, что в момент прорыва воды в скважину, вследствие гравитационного перепада и капиллярного впитывания происхоцит выравнивание фронта вытеснения и увеличения охва-10 та. Таким образом нефть из трещин с затруцненной циркуляцией с начальной величиной КСП, смешиваясь с нефтью с высс ким значением КСП, поступает в скважину. Вследствие этого, происхоцит постоянное уменьшение величины КСП добываемой нефти. По мере дальнейшего вырав нивания фронта вытеснения и увеличения охвата величины КСП нефти уменьшаются и цостигают своей минимальной величины.?0

После того, когда практически вся нефть вытеснена из трешин, происходит вымывание сольватных слоев и окисленHblx îñòàòêîâ нефти из переходной зоны

ВНК, вслецствие чего, КСП нефти резко 25 возрастает.

Используя такой характер изменения

КСП во времени, можно определить коэффициент, трешиноватости всего цренируемого обьема. 30

Так, например, начиная с максимальных значений коэффициента светопоглоще» ния КСП асс ао их минимальных значений КСП цен из скважины в пласто»вых условиях отобран обьем нефти О, 35 который включает в нефть, цобытую и из трещин (микротрещин) Q>

Так как величина КСП 4н нефти пропорциональная смешиваюшимся обьемом нефти с различными значениями КСП, то 40 можно записать (С - т ) "Спма„- т Щ, кс

45 гце КСП и КСП„„„- величины коэффио цнентов светопоглошення, соот50 ветственно начальная и максимальная.

Величины О и От можно определить слецуюшим образом

55 3В М" т заВ М т

rge р - коэффициент нефтенасыщеннгсти, принимается равным для микро= трещин и системы вторичных

nyc To Tt"

- коэффициент нефтеотдачи.

Учитывая уравнение (5), можно записать

КСПМ

М агав It В"по т) КСПма, +М+ "СПОЙ ав

После несложных преобразований имеем (КС м д с КСОмщ 1 о т мОкс — К " 0

По полученной зависимости (фиг. 1) для скважины № 846 в цренируемом обьеме был рассчитан коэффициент трешиноватости (1мо =О,0 145 опрецелен по геофизическим данным), который соста» вил 0,00345, Аналогичная зависимость получена по дренируемому обьему для верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско-А лиюртовскому месторождению нефти. По всем скважинам, эксплуатирующим эту залежь, отбирались пробы нефти и по ним опреце» лялись КСП. Все пою(ученные данные были обработаны и получена единая зависимость

КСП от времени. Как вицно (фиг. 2) характер зависимости такой же, как и цля скважины № 846. В начальный период значения КСП возрастают, достигают максимума, а затем снижаются и опять резко возрастают. Так как опрецелоние КСП нефти производился не с самого начала разработки, то знач е КСПООВреце лось путем экстраполяции.

Используя цанные (фиг. 2) и уран нение (9), было рассчитано, значение трешиноватости (o =43,016 определен по геофизическим цанным) во всем дренируемом обьеме залежи (при данной плос кости отбора - 2380 м, который опрецелялся равным 0,0032.

Способ проверяли также в лабораторных условиях. Опыты проводились по мо- дели трешиновато-кавернозной среды, отс . бражаюшей реальное строение колжктора и при пластовых условиях (давление пластовое go 400 кгс/см, температура до

100 С). При создании модели обшая вторичная пористость (Уйо) составила

0,021 доли единиц, коэффициент трешиноватости составил 0,0036 доли единиц.

9 1842 1

В опытах вытеснялась пластовая нефзь (верхнемеловой залежи месторождения Хаян Корт) водой (пластовой) из трещиновато-кавернозного коллектора, Скорость вытеснения нефти составила 80 м/

/год - практически реальная скорость для верхнемеловых залежей нефти ЧИАССР. В процессе опыта -через равные промежутки времени (6,56 часа) отбирались пробы нефти и определялся их КСП. По получен- О ным данным построена зависимость КСП от времени, которая приведена на фиг. 3.

Характер полученной зависимости аналогичен вышеописанным.

По формуле (9), испол зуя результаты определений, был определен коэффициент трещиноватссти, который составил И т

=0,00351 доли единиц.

Как видно, в опытах величина и т 0,0036, а рассчитанная по данному способу т =0,00351, ошибка в определении величины составила всего 3%

Приведенные данные свидетельствуют о высокой точности определения коэффициента трешиноватости по данному способу.

По геофизическим данным ошибка в определении величины Кт составляет +154.

Метод прост в исполнении и позволяет на ранней стадии разработки уточнить величину щт, а значит и уточнить величинузо запасов нефти. Определение КСП нефти не требует специальных условий, и использовать метод можно вне зависимости от того, обсажена или не обсажена сква жина. Величина, определенная по данно- з5 му способу, отражает реальное значение его во всем дренируемом обьеме скважины и даже до группе скважин в целом по .всей залежи, т,е. способ увеличивает гцубину (обьем) определения величины. 4о

Определение КСП нефти можно пров дить на стандартных приборах.

В случае, если величина Мо не была определена ни по одному из известных способов, то по формуле

Предложенный способ можно использовать паже тогда, когда величина общей трещиноватости не известна.

Ориентировочно один замер и интерпретация данных промыслово-геофизических исследований способом двух растворов (включающая двухкратный каротаж и замену одного глинистого раствора на другой) оценивается в 3,5 тыс.руб . Стоимость одного замера (определение, включающего все операции) КСП нефти 1 ° l рублей. Для оценки величины коэффициента трещиноватости необходимо 40-50 замеров КСП нефти. Тогда эффективность данного способа составит 3445 руб.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента трешиноватости для трещиновато-кавернозного коллектора включающий определение. обшей вторичной пористости по геофизическим данным, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения и увеличения радиуса исследования горных пород, измеряют коэффициент светопоглощения нефти и по его изменению определяют коэффициент трещиноватости по формуле

И

® МОкс пмин атно

T KCll п где КСП - максимальное значение коэф@chic фициента светопоглощения;

КС П вЂ” минима ьное значение коэффимнн циента светопоглошения;

КСП вЂ” начальное значение коэффициента светопоглошения;

Ао- общая вторичная пористость. (КЮмспсс-КСП мин)

Ь !

КСР с кс- КС1 О

О S0 можно определить долю (Ь -) обьема трещин от всего обьема пустот, т.е. можно по поЛученной величине оценить долео

soe участие добычи нефти из трещин по отношению по всей добыче из пустот; —

5. охарактеризовать колжктор, как чисто трещиноватый или трещиновато-кавернозный, или кавернозно-трешиноват ый.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Котяхов Ф. И,. Приближенный метод определения запасов нефти в трешиноватых породах. - Нефтяное хозяйство".

1956, Ж 4.

2. Авторское свидетельство СССР

No. 651130, кл, Е 21 В 39 00, 1979.

3, Нечай А. М. Изучение трешинных коллекторов методами промысловой геофизЖи. Труды ВНИИГеафизика, вып. 37, М., Нещьа, 1969, с. 111-126.

918421

И,Ф 7 часы

Составитель М. Тупысев

Редактор Н, Воловик Техред 4.Бабинеп Корректор Ю, Макаренко

Заказ 2077/7 Тираж 624 Подписное

ВНИИ ПИ Гасударственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушскея наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент, г. Ужгород, ул. Прмктная„4