Методические рекомендации по технологии проведения промыслово-геофизических и гидродинамических исследований объектов воздействия до и после гидроразрыва пласта на основе комплекса вак и гдис 52
жүктеу/скачать 10,73 Mb.
|
geokniga-obzor-po-vak
Рис. 9. Другим способом оценки сжимаемости пор коллектора в пластовых условиях является расчет по приближенному соотношению, связывающему сжимаемость пор изучаемого пласта с величиной сжимаемости пор опорного пласта: (9) где (п)х - сжимаемость пор изучаемого пласта, характеризующегося относительной глинистостью гл.х и глубиной залегания hx; п - сжимаемость пор опорного пласта, залегающего на глубине h1; отс.- коэффициент отсортированности псаммитовой части песчаников, величина которого изменяется в пределах 1 2. Коэффициент сжимаемости нефти, н, зависит как от давления, так и от температуры. Значение коэффициента сжимаемости определяется также составом пластовой нефти, в основном, ее газовой составляющей: чем больше растворенного газа, тем выше коэффициент сжимаемости. Для реальных нефтей в пластовых условиях его величина находится в пределах 8010-5 30010-5 Мпа-1 и выше. Изотермическая сжимаемость недонасыщенной нефти (при давлении выше точки разгазирования) определяется по одному из следующих соотношений: (10) где Vн - объем пробы нефти; н - плотность нефти; Вн - объемный коэффициент нефти; p-давление. В общем случае сжимаемость нефти рассчитывается на основании лабораторных PVT данных стандартных исследований проб пластовой нефти. Сжимаемость пластовой воды, в, зависит от минерализации, температуры и давления. Влияние растворенного газа на сжимаемость воды незначительно и составляет не более 3%. В практических целях его влиянием можно пренебречь. Коэффициент сжимаемости пресной воды при атмосферных условиях равен 4710-5 Мпа-1. Коэффициент сжимаемости газа на один-два порядка выше по сравнению с сжимаемостью жидких флюидов. Присутствие даже незначительного количества (5-10%) газа в свободной фазе в поровом пространстве коллектора приводит к существенному увеличению объемной динамической сжимаемости пород и уменьшению коэффициента Пуассона. При этом влияние других фаз (нефть и вода) на упругие динамические свойства пород становится пренебрежимо мало. В пластах, содержащих газ в свободной фазе, количественное определение нефтенасыщенности не производится. Методика определения нефтенасыщенности коллекторов по данным волнового акустического метода базируется на аналитической зависимости между Индексом нефтенасыщения, ИН, и коэффициентом нефтенасыщенности, Кн. Индекс нефтенасыщения – это безразмерный относительный параметр, являющийся аналогом параметра насыщения в электрических методах. Преимуществом применения относительного параметра является то, что отношение упругих модулей нефтенасыщенной породы к упругим параметрам этой же породы, но водонасыщенной, не зависит от ее пористости. Также устраняется влияние систематических погрешностей при определении упругих параметров горной породы и ее отдельных компонентов. На рис.10 приведен пример зависимости параметра ИН от нефте- и газонасыщенности сцементированных песчаников. Дифференциация ИН при изменении нефтенасыщенности коллектора от Кн= 0 до 1 может достигать 400% для нефтей, обладающих высокой сжимаемостью благодаря большому количеству растворенного в них газа. При наличии в порах даже небольшого количества свободного газа (Кг = 0,02 - 0,05) индекс нефтенасыщения резко возрастает, а кривые зависимости ИН от Кн выполаживаются, т.е. снижается чувствительность параметра ИН к нефтенасыщению пород. В этом случае количественная оценка Кн невозможна, а ИН может служить в качестве очень чувствительного индикатора присутствия свободного газа. Определение коэффициента нефтенасыщенности Кн осуществляется методом последовательных приближений. Итерационный процесс завершается при достижении минимального приращения искомого параметра Кн. Преимуществом методики определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода является его слабая зависимость от минерализации пластовых вод, а также возможность его применения как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине. В открытом стволе скважины применение метода для оценки Кн ограничивается глубокой зоной проникновения фильтрата бурового раствора, поскольку глубинность акустического метода не превышает 50-80 см для длинных зондов с низкочастотными излучателями. В этом случае целесообразно использовать метод для отбивки газожидкостных контактов из-за его высокой чувствительности даже к небольшому количеству остаточного газа, находящегося в свободной фазе в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. В обсаженных скважинах после расформирования зоны проникновения можно определять текущую (остаточную) нефтенасыщенность коллекторов в перфорированных и неперфорированных пластах в условиях заводнения пресными водами. При ухудшении качества цементирования обсадной колонны достоверность оценки Кн снижается из-за помех, создаваемых волной по колонне. Влияние качества цементирования скважины можно существенно уменьшить, применяя длинные зонды или многоэлементные приборы акустического каротажа. Относительная погрешность определения Кн растет с уменьшением Кн. И для значений Кн менее 0.3 задача решается на качественном уровне (нефть - вода). Методика определения Кн по данным волнового акустического метода с адаптивной настройкой для различных геолого-технологических условий скважин разработана в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина и реализована в компьютерной системе «Камертон». Помимо оценки нефтенасыщенности по данным волнового акустического каротажа рассчитываются общая и динамическая пористость, проницаемость, упругие свойства пород, качество цементирования скважины, гидродинамическая связь пласта со скважиной в интервале префорации, выделяются и оцениваются трещинные интервалы разреза.. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ На практике, при определении общей пористости коллекторов по данным акустики наибольшее распространение получило уравнение среднего времени [23], связывающее интервальное время продольной волны в породе с ее пористостью. Настроечными параметрами уравнения являются значения интервального времени продольной волны в минералах скелета породы и флюиде, заполняющем поровое пространство. Известные модификации данного уравнения позволяют учесть влияние глинистости коллектора на величину интервального времени продольной волны. Аналогичные уравнения предложены и для расчета пористости по интервальному времени поперечной волны [27]. Проницаемость Выделение проницаемых интервалов и оценка проницаемости коллекторов по данным волнового акустического каротажа в основном, базируется на анализе параметров волны Лэмба-Стоунли – интервального времени, амплитуд, затухания. [15, 16, 28, 29, 30]. Наиболее распространенным является способ сравнения фактической кривой интервального времени волны Лэмба-Стоунли, dTLф и расчетной, dTLр вычисленной для модели межгранулярной породы. Величина расхождения двух кривых = dTLф - dTLр связывается с проницаемостью породы, Кпр. Общепринятой зависимости между величиной расхождения кривых и проницаемостью, = f(Кпр), не выработано. ДИНАМИЧЕСКАЯ ПОРИСТОСТЬ В методике, используемой в РГУ [13] расчет проницаемости выполняется с использованием уравнения Козени-Кармана. Для этого вначале по данным ВАК рассчитывается динамическая пористость Кпдин – отражающая тот объем пустотного пространства породы, в котором происходит смещение жидкости при прохождении упругой волны. Для расчета динамической пористости используются значения интервального времени волны Лэмба-Стоунли, упругие свойства и кривая относительной аномалии на кривой ПС (пс). ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ СВЯЗЬ СКВАЖИНЫ С ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТОМ (ПАРАМЕТР ПГДС) Данный параметр определяется по динамическим параметрам волны Лэмба-Стоунли [13] и характеризует степень гидродинамической связи пласта со скважиной т.е. наличие движения флюида через перфорационные отверстия и его относительную интенсивность. Этот параметр информативен как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине, также он может служить указателем мест негерметичности колонны. СПОСОБ ИЗУЧЕНИЯ ПОРОВО-ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ПОМОЩЬЮ ДВУХ МЕТОДОВ ПОРИСТОСТИ (АКУСТИЧЕСКОГО И НЕЙТРОННОГО, ИЛИ АКУСТИЧЕСКОГО И ГАММА-ГАММА МЕТОДОВ) Изотермический коэффициент объемной сжимаемости горной породы с межзерновым типом пористости согласно уравнению Ф.Гассмана определяется следующим образом [10]: , (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. Усложнение строения порового пространства той же породы наличием трещин и каверн приводит к существенному изменению величины сжимаемости пор. В общем виде, коэффициент сжимаемости породы ( ), содержащей трещины, каверны и межзерновые поры определяется следующим выражением [10]: , (2) где kТ, kКАВ и k П.МЗ – коэффициенты трещиноватости, кавернозности и межзерновой пористости соответственно; Т, КАВ и П.МЗ –коэффициенты сжимаемости трещин, каверн и межзерновых пор соответственно, kП = k П.МЗ + kТ+ kКАВ . Для порово-трещинного типа коллектора ( =0) уравнение (2), с учетом условия k П.МЗ kП , приобретает вид: . (3) Из работы [10] следует, что сжимаемость трещин можно оценить из условий прочности (на сжатие) минералов, заполняющих трещины. , г де 25*10-3 –коэффициент, полученный для мелкозернистого (золенгофенского) известняка, 135*10-3 – то же для кварцита, - среднее нормальное напряжение, pПЛ – пластовое давление. Для порово-каверзной породы ( =0) уравнение (2) имеет вид (4) Теоретическая оценка показывает [10], что сжимаемость вторичных изометрических пор (каверн) равна (5) где - сжимаемость матрицы породы, содержащей гидравлически не сообщающиеся между собой поры; - коэффициент Пуассона матрицы. Поскольку из уравнений (3) и (4) следует, что трещиноватость увеличивает коэффициент сжимаемости пор породы, а каверзность уменьшает. Коэффициент трещиноватости влияет на коэффициент сжимаемости в 23 раза больше, чем коэффициент кавернозности. Например, очень большая величина кавернозности ( ), уменьшает сжимаемость пор пласта на такую же величину, на которую увеличивает ее трещиноватость с коэффициентом , т.е. одновременное наличие в пласте кавернозности и трещиноватости в определенных соотношениях может быть не замечено интерпретатором. Уменьшить эту неоднозначность можно, используя при интерпретации коэффициент затухания продольных волн. РАЗДЕЛЕНИЕ ПОРОД ПО ТИПУ ПОРИСТОСТИ Ниже приводится пример построения теоретической интерпретационной палетки иллюстрирующий принцип разделения пород по типу пористости. Для интервального времени продольной волны известно выражение (6) где - коэффициент Пуассона, - плотность породы. На рис. 11 изображены теоретические зависимости между интервальным временем и общей пористостью карбонатных пород, вычисленные по формуле (6), с учетом следующих соотношений для сжимаемости трещин и каверн [10 ]: (7) (8) Приведенная палетка (рис.11) показывает возможность по данным двух геофизических методов (акустического и нейтронного или гамма-гамма, методов) оценить межзерновую пористость или долю трещин и каверн в общей пористости в более сложном карбонатном коллекторе. Следует иметь в виду, что величины изменяются в зависимости от глубины залегания и типа породы. Это «настроечные» константы в уравнении. Данная интерпретационная технология реализована в компьютерной системе “Камертон” [14 ]
В теоретических работах и в меньшей степени на практике, для выделения и анализа трещинных интервалов разреза также привлекаются к анализу отраженные волны Лэмба-Стуонли. Например, в работах [29 18] предлагается оценивать раскрытость и проводимость трещин по величине коэффициентов отражения и прохождения волны Лэмба-Стуонли. Другой подход к оценке трещинных интервалов предполагает совместный анализ данных об упругих модулях пород, полученных по данным ВАК и данных о сопротивлении породы [19]. УПРУГИЕ СВОЙСТВА Динамические значения упругих свойств рассчитываются по теоретическим уравнениям на основании известных значений интервальных времен продольной и поперечной волн и плотности пород. Введение поправок за упругость поровых флюидов позволяет перейти к статическим значениям упругих свойств. КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Выполненная запись ВАК используется для оценки качества цементирования скважины. Применяемая методика обработки позволяет выделить интервалы некачественного цементирования и рассчитать величину зазора по контакту колонна-цементный камень. жүктеу/скачать 10,73 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|