Методические рекомендации по технологии проведения промыслово-геофизических и гидродинамических исследований объектов воздействия до и после гидроразрыва пласта на основе комплекса вак и гдис 52
Методические основы оценки коллекторских и упругих свойств пород по данным волновой акустики
жүктеу/скачать 10,73 Mb.
|
geokniga-obzor-po-vak
Методические основы оценки коллекторских и упругих свойств пород по данным волновой акустики2.1. Определение нефтенасыщенности Первые результаты при оценке типа флюида, насыщающего коллектор (вода, нефть, газ) были получены, главным образом, по данным изучения динамических параметров упругих волн. По данным [1] дифференциация коэффициента поглощения в межзерновых коллекторах с пористостью 20%, насыщенных водой или газом при частотах около 104 Гц достигает 300-400%. С другой стороны, аналогичная дифференциация по кинематическим характеристикам (скорость волн по первым вступлениям) не превышает 10-15%. Возникает вопрос. Что же необходимо выбрать для количественных определений нефтенасыщенности коллекторов - динамические или кинематические характеристики волн? Вопрос не простой. В сейсмической разведке по методу преломленных волн эта проблема всегда решалась в пользу динамических характеристик ("метод яркого пятна"). При геофизических исследованиях скважин по методу АК (без привлечения поперечных волн) - также в пользу динамических характеристик. Выбор этот в последнем случае, при использовании волнового акустического каротажа оставался необоснованным по нижеследующим причинам. Во-первых, процессы, определяющие роль термического, вязко-инерционного и Кригофо-Стоксова поглощения по физической природе столь разнообразны, что не позволяют пока построить единую теоретическую модель этих процессов в пористых средах, насыщенных разными флюидами. Во-вторых, зависимость динамических характеристик от условий измерений (центровка прибора, каверны, наличие колонны и т.п.) предъявляют очень высокие требования к метрологии аппаратуры. Например, опытные работы, выполненные по нашим условиям на базовой скважине N 20004 Талинского месторождения нефти (две организации выполнили по 3 повторных измерения ВАК с разными по конструкции приборами) показали полную несопоставимость динамических характеристик поля и прекрасную воспроизводимость (с отклонением менее 1%) кинематических характеристик. Экспериментальные работы, выполненные разными авторами в разное время свидетельствуют о том, что дисперсия кинематических характеристик в интервале от 104 Гц до 106Гц в сцементированных песчаниках не превышает 1 - 2% Помимо этого, в распоряжении исследователей имеется проверенная экспериментально математическая основа (теория Био- Гассмана), которая должна быть использована для введения поправок в кинематические характеристики волн с целью учета влияния ряда таких "мешающих " факторов, как изменение пористости, глинистости, литологии твердой фазы и т.п., с целью уменьшения их влияния. Такой подход позволяет увеличить влияние нефтенасыщенности на прямые измерения упругих свойств до 200%, а при комплексном учете ряда других упругих характеристик до 350%. В то же время при определении качества цементирования эксплуатационных скважинных колонн, выбор, безусловно, остается за динамическими характеристиками волнового поля. О границах применимости теории Био-Гассмана для определения насыщения пористых горных пород по акустическому методу исследования скважин Условия применимости волнового уравнения М.А.Био Впервые эти условия в развернутом виде сформулированы в работе М.С.Кинга [24]: 1. Длина волн должна быть существенно больше размера самой крупной поры (или полости) в породе ; 2. Пористое тело должно быть однородно и изотропно ; 3. Флюид, насыщающий поры породы, должен иметь конечные вязкость и сжимаемость; 4. Термоупругим эффектом при прохождении волн можно пренебречь ; 5. Стенки крупных (эффективных) пор коллектора гидравлически непроницаемы. Результаты экспериментальных исследований Автор [25] разработал точный метод лабораторного определения скоростей продольных и поперечных волн и на основании экспериментальных исследований пришел к выводу, что при низких и средних величинах давлений всестороннего сжатия на величину скорости акустических волн оказывают релаксационное поведение жидкости в мелких трещинах, а также поверхность взаимодействия жидкой и твердой фаз. Явление релаксации и влияние поверхности твердого тела уменьшаются с увеличением всестороннего сжатия, т.к. закрываются микротрещины. При уменьшении поверхности твердой фазы и при увеличении давления всестороннего сжатия скорости упругих волн, измеренные в насыщенных породах в пластовых условиях возрастают и приближаются к таковым, вычисленным по уравнениям М.А.Био (1962). В работе Г.А.Гиста [25] рассматривается случай несоответствия экспериментальных данных теоретической модели Био-Гассмана при несовершенной связи между фазами (наличие газовой фазы в порах породы) при частотах, применяемых обычно при лабораторных исследованиях пород (106-108 Гц). Автор приходит к выводу, что в этих условиях определение скорости волн на недонасыщенных образцах не могут быть использованы при интерпретации сейсмических данных. Для учета неравновесного состояния газовой и жидкой сред вводится в рассмотрение модель пористой cреды с газовыми включениями (модель “газовых пакетов”), принимающая во внимание наличие жидкой и газовой фаз в разных частях порового пространства породы. Особенно велико расхождение в низкопроницаемых песчано-глинистых породах с низким коэффициентом газонасыщения. В работе Н. Акбара и др. [26] отмечается наличие гистерезиса продольных скоростей в зависимости от водонасыщенности пород, определяемой при высушивании и увлажнении пород. На сейсмических и акустических частотах выявлены два пика коэффициентов затухания на частотах (0,01 Гц и 103 Гц).Оба явления не могут быть объяснены с позиций теории Био-Гассмана. Для объяснения этих явлений авторы предлагают свою модель пористой среды. Эта Среда состоит из двух типов пор : системы крупных слабосжимаемых (“жестких”) пор, образуемых сцементированным скелетом, и системы щелеподобных, высоко сжимаемых каналов или т.н. пакетов, соединяющих крупные поры. Поровое пространство при этом может быть насыщено водой и газом. Отклонение от модели Био-Гассмана обусловлено колебательными движениями смеси флюида и газа в щелеподобных порах. Соотношение этих двух типов пор определяет степень отклонения полученных динамических и в меньшей степени кинематических параметров Среды от таковых по теоретическим зависимостям Био-Гассмана. Если поровое пространство более однородно (например, чистый коллектор) и в насыщающем поры породы флюиде отсутствует газ, то полученные на предлагаемой модели уравнения становятся адекватными аналогичному уравнению Био-Гассмана Рекомендации по применению теории Био-Гассмана для определения насыщенности пород по акустическому методу исследования скважин Таким образом, рассмотренные деформационные модели пористых сред являются развитием теоретической модели Био-Гассмана. Они дополняют понимание процесса распространения упругих волн в частично газонасыщенных пористых средах более глубоким учетом реальной неоднородности пористых сред. Это дополнение в большей мере относится к влиянию частоты упругих волн на их динамические характеристики. К сожалению, эти новые модели сложно формализовать математически. Трудно практически определить, например, соотношение “жестких” и “мягких” пор в каждом конкретном случае. Слишком велико природное разнообразие. Тем не менее, результаты этих исследований позволяют высказать некоторые рекомендации к использованию теории Био-Гассмана, которые позволяют уменьшить возможные отклонения и использовать эту теорию в практических целях. Вот эти рекомендации : - при определении нефтенасыщенности пород целесообразно ограничиться использованием кинематических характеристик волнового поля (tр, ts), как менее подверженных влиянию частоты поля, неоднородностей порового пространства; - лабораторные исследования нефтеводонасыщенных, а также частично газонасыщенных пород выполненные в диапазоне ультразвуковых частот (105-106 Гц) не могут служить петрофизической базой для обоснования зависимостей кинематических характеристик волнового поля от насыщения в рамках модели Био-Гассмана; - наиболее точные результаты могут быть получены при использовании существующей теоретической базы для изучения в диапазоне акустических частот (510)·103Гц нефтеводонасыщенности горных пород с более однородной структурой порового пространства пород, в которых сжимаемость порового пространства определяется, главным образом, сжимаемостью крупных (“жестких”) пор, определяемой упругостью сцементированного скелета породы. Это породы-коллекторы, находящиеся в условиях естественного залегания с межзерновым типом пор или порово-трещинные коллекторы с межтрещинным расстоянием меньше длины волн; - теоретически модель Био-Гассмана предусматривает насыщение пор однородной (непрерывной) вязкой фазой. Однако, как показывает практический опыт, благоприятны также условия для изучения пород-коллекторов, насыщенных смесью флюидов не столь значительно, как газ, отличающихся по плотности, вязкости и сжимаемости (например, нефть и вода); количественное определение газонасыщенности по данным акустического метода затруднено- в данном случае определяется лишь присутствие свободного газа в порах породы даже в самых незначительных количествах. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ ВОЛНОВОГО АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА Упругие динамические характеристики пористых сред, в частности объемная динамическая сжимаемость, зависят от характера насыщения горных пород. Взаимосвязь упругих компонент нефтеводонасыщенного коллектора - скелета породы, материала твердой фазы, насыщающих флюидов - со скоростью продольных и поперечных волн описывается известной моделью Био-Гассмана. В частности, Ф. Гассман предложил рассматривать горные породы-коллекторы как дифференциально упругие тела, отдельные компоненты которых можно уподобить порознь упругим телам и применить к ним законы теории упругости в дифференциальной форме. При этом были введены упругие константы, характерные для деформации пористых тел [21]. Уравнение Гассмана, связывающее объемную сжимаемость пористой среды с упругими свойствами ее отдельных компонент, имеет вид , (1) где о - объемная изотермическая сжимаемость горной породы; П - сжимаемость пор породы; Ж - сжимаемость пластового флюида; ТВ - сжимаемость твердой фазы (минералов); КП - общая пористость породы. Сжимаемость пластового двухфазного флюида определяется сжимаемостью отдельных фаз как: Ж = В КВ + Н КН , (2) где Кв и Кн - коэффициенты водо- и нефтенасыщенности коллекторов; В и Н - коэффициенты сжимаемости воды и нефти. Сжимаемость пор горных пород, п, определяется с помощью лабораторных исследований керна при статических нагрузках. Статические коэффициенты сжимаемости скелета, ск , пор, п, и твердой фазы, тв, пород связаны между собой выражением [10]: ск = Кп п + тв (3) Подобными экспериментальными исследованиями охарактеризованы многие продуктивные объекты, информация о которых приведена в справочной литературе [8, 9 ]. Объемную динамическую сжимаемость, как и другие упругие характеристики пород, можно определить по данным волнового акустического каротажа, воспользовавшись известными уравнениями механики. В частности, существует связь между полной объемной динамической сжимаемостью нефтеводонасыщенного коллектора, О , и интервальными временами продольной волны, tp, поперечной волны, ts, и плотностью породы, п: (4) а также аналогичная зависимость для динамического коэффициента Пуассона: (5) Физической основой методики определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода является различие в величине сжимаемости основных компонентов коллектора: минералов твердой фазы и насыщающих флюидов (воды, нефти и газа) (рис.8). Чувствительность объемной динамической сжимаемости О к характеру насыщения порового пространства возрастает с увеличением сжимаемости скелета горных пород. Рис.8 Распределение сжимаемости компонент нефтегазонасыщенных пород. Р
ешение уравнений (1) и (2) относительно коэффициента нефтенасыщения, Кн, позволяет получить связь коэффициента нефтенасыщенности с упругими параметрами и коллекторскими свойствами пород: КН = F (Кп, о, п, тв, н, в) (6) Правая часть уравнения (6) содержит часть параметров, которые определяются по данным ГИС (Кп, о). Упругие параметры п, тв, н, в определяются при лабораторных исследованиях керна и проб пластовых флюидов. Уравнение (6) справедливо для чистых, неглинистых коллекторов. Для коллекторов с глинистым цементом рассеянного типа необходимо учитывать величину объемной глинистости, Кгл, которая оказывает существенное влияние на сжимаемость пор горных пород. Коэффициенты сжимаемости твердой фазы породы, тв, для основных породообразующих минералов имеют гораздо более низкие значения по сравнению со сжимаемостью пор породы и изменяются в небольших пределах при изменении пластовых условий по сравнению со сжимаемостью пор, п [8]. Для практических целей при известном составе минералов твердой фазы пород можно воспользоваться табличными данными о сжимаемости основных породообразующих минералов (табл.1), а в случае полиминерального состава оценить тв по следующей формуле: тв = Vi i (7) где Vi - объемная доля минерала с сжимаемостью i . Коэффициент сжимаемости пор, п, помимо глинистости, существенно зависит от характера упаковки и отсортированности зерен скелетной фракции, т.е. от условий осадконакопления горных пород [7, 10]. Особенно это проявляется при низких эффективных напряжениях (-р). Для широкого круга обломочных осадочных пород величина п уменьшается с увеличением эффективного напряжения по гиперболическому закону: (8) где - максимальная сжимаемость пор при = 5 Мпа, которая отражает структурный фактор и, в частности, отсортированность породы. Для определения величины параметра можно воспользоваться петрофизическими связями с другими коллекторскими свойствами горных пород. На рис.9, в качестве примера, изображены зависимости от проницаемости пород для меловых полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения нефти и девонских слабоглинистых кварцевых песчаников Ромашкинского месторождения нефти. УПРУГИЕ СВОЙСТВА МИНЕРАЛОВ (по Мавко и Нуру, 1995) Таблица 1
жүктеу/скачать 10,73 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|