СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
METHOD TO DETECT PERMEABILITY OF TERRIGENOUS CONTAINER ROCKS

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано для определения проницаемости горных пород в скважинах, бурящихся на нефть, газ или воду.
Известен способ определения проницаемости горных пород, основанный на методе естественных электрических потенциалов (ПС) /1/. В этом способе проницаемость пород определяют по данным гидродинамических исследований.
Однако известный способ не учитывает особенностей минералогического состава пород и прежде всего их глинистого цемента, что в значительной мере снижает достоверность определения проницаемости.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является способ определения проницаемости горных пород по результатам данных метода естественных электрических потенциалов (ПС), включающий отбор керна, определение проницаемости по керну, определение относительной амплитуды ПС, построение корреляционной зависимости относительной амплитуды ПС от проницаемости по керну /2/.
пр
пс
пр
пс
В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или нефтью, проницаемость определяют по данным метода ПС. Для определения проницаемости (К) применяют корреляционные связи вида α=f(К), которые строят для каждого конкретного района. Величину α вычисляют из соотношения
пс оп
пс
где ΔU - предельная величина амплитуды ΔU в пласте с известной высокой проницаемостью.
пс
пс
пс
пр
да пс
∞
Величины ΔU, отсчитываемые против исследуемых пластов и используемые для расчета α, предварительно приводят к показаниям в пласте неограниченной толщины ΔU . Проницаемость определяют по представительному керну с учетом термобарических условий, характерных для исследуемого месторождения, или по данным гидродинамических исследований. Физической предпосылкой для использования метода естественных электрических потенциалов (ПС) при оценке К является связь диффузионно-адсорбционной активности породы A с ее глинистостью.
Недостатком способа является низкая достоверность определения проницаемости, так как не учитывается состав и количество глинистых минералов, входящих в цемент пород-коллекторов. Известно, что в цементе некарбонатных коллекторов преобладают следующие глинистые минералы - монтмориллонит, гидрослюда, хлорит, каолинит. При этом установлено, что с ростом содержания каолинита в породе ее проницаемость увеличивается /3, 4, 5/. Это объясняется тем, что величина зерен аутигенного каолинита достигает размера алевролитовых частиц. Содержание отдельных глинистых минералов определяется посредством рентгеноструктурного анализа (РСА) на керне. При наличии расширенного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) (спектрометрический гамма метод, углерод-кислородный метод, гамма-гамма плотностной и нейтронный метод) можно оценить содержание глинистых минералов /4/. Однако в большинстве поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах выполняется традиционный, общепринятый комплекс ГИС, на который и следует ориентироваться при разработке предлагаемого способа определения проницаемости.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является повышение точности и достоверности определения проницаемости терригенных пород-коллекторов.
пс
пр
пс
пс
пр
Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов включает проведение электрического каротажа скважин, отбор керна, определение проницаемости по керну, определение относительной амплитуды ПС, построение корреляционной зависимости относительной амплитуды ПС от проницаемости по керну, дополнительное проведение радиоактивного каротажа, измерение водородосодержания твердой фазы керна и диффузионно-адсорбционной активности керна, по которой рассчитывают относительную амплитуду ПС по керну, измеряют содержание каолинита в керне, по которому выделяют группы пород-коллекторов, по каждой выделенной группе пород-коллекторов рассчитывают отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде ПС по керну и строят корреляционную связь этого отношения с содержанием каолинита в керне, по каждой выделенной группе коллекторов строят зависимость α=f(К) по керну, определяют отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде ПС, рассчитанное по данным ГИС, и по величине этого отношения определяют группы пород-коллекторов, для которых проницаемость пород определяют по значениям α, рассчитанным по данным ГИС, соответственно используя зависимость α=f(К), установленную по керну.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию «новизна».
Заявляемое изобретение отвечает критерию «изобретательский уровень», так как явно не вытекает из известного уровня техники.
На чертежах приведены следующие иллюстрации:
на фиг.1 представлено выделение коллекторов по содержанию каолинита;
на фиг.2 - обобщенная зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости;
пс
пр
на фиг.3 - корреляционная связь вида α=f(К);
тв
пс
на фиг.4 - корреляционная зависимость отношения W/α.
пс
пр
Способ осуществляют следующим образом. В процессе анализа геолого-геофизических материалов по месторождениям углеводородов Западной Сибири по содержанию каолинита выделяют три группы коллекторов. Например, в первой группе содержание каолинита более 70-75%, во второй - 40-45-70-75% и в третьей - менее 40-45% (фиг 1.). Для каждой группы коллекторов построены обобщенные зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости (фиг.2). Аналогичным образом для каждой группы коллекторов строят зависимость α=f(К).
тв
да
пс
пр
В процессе лабораторных исследований измеряют водородосодержание твердой фазы (W), диффузионно-адсорбционную активность (A), коэффициенты пористости и проницаемости, содержание глинистых минералов, предварительно выделяют три группы коллекторов по содержанию каолинита и строят корреляционные связи вида α=f(К) для каждой группы коллекторов (фиг.3). При этом относительную амплитуду ПС рассчитывают по формуле
да
да
max
A, A  соответственно диффузионно-адсорбционная активность в исследуемом образце керна и образце керна с максимальным ее значением в мВ.
тв
пс
тв
пс
Рассчитывают отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде ПС по керну W/α, строят корреляционную связь этого отношения с содержанием каолинита (фиг.4). Выделяют по соотношению W/α группы коллекторов.
тв
пс
Так, например, для пласта Ю1 Хохряковского месторождения Западной Сибири первой группе соответствует W/α меньше 0.1, второй группе - 0.1-0.25, третьей группе - 0.25-0.35.
Σ
Проводят исследования скважины нейтронным, гамма-гамма методами и ПС. По данным нейтронного метода определяют суммарное водородосодержание (W) либо по двойному разностному параметру, либо способом статистического нормирования. Рассчитывают пористость по данным гамма-гамма плотностного каротажа (ГГКП)
м
п
ф
3
где δ, δ, δ - соответственно плотность минералогическая, объемная и плотность флюида, г/см. Коэффициент пористости определяют также по керну или по другим существующим методикам. Далее рассчитывают по данным ГИС водородосодержание твердой фазы по формуле
пс
тв
пс
пс
пр
В интервалах коллекторов определяют относительную аномалию ПС - α. Рассчитывают отношение W/α, по величине которого определяют группу коллектора и соответственно выбирают зависимость α=f(К), по которой и определяют коэффициент проницаемости.
Таким образом, повышается точность и достоверность определения проницаемости, что дает возможность построения уточненных петрофизических моделей коллекторов необходимых при разведке и разработке месторождений углеводородов. Кроме того, расширяется область применения способа, так как он может использоваться для всех типов пород-коллекторов.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки на изобретение.
1. Дахнов В.Н. "Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород." М.: «Недра,» 1975, с.344.
2. Вендельштейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В. "Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа." М.: «Недра», 1985, с.248.
3. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. "Минералогические и геофизические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты." «Труды ЗапСибНИГНИ», 1978, вып.96, с.208.
4. Хабаров В.В. "Поиск учета глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов." Сборник научных трудов «Ассоциации разработчиков и пользователей компьютерных технологий и интерпретации геолого-геофизических данных. Проблемы интерпретации данных ГИС на ЭВМ». Тюмень, 1992, с.110-117.
5. Шпуров И.В., Тимчук А.С., Федоров К.М., Хабаров В.В. "Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения." «Нефтяное хозяйство», Москва, 2007, №1, с.22-24.