СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПЛАСТА
METHOD TO DETERMINE RELATIVE PERMEABILITY RATIOS OF FORMATION

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин (ГИС), а именно к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного каротажа при температурном воздействии на пласт.
Сущность методов ГИС состоит в измерении вдоль ствола скважины некоторой величины, характеризующей одно или совокупность физических свойств горных пород, пересеченных скважинами, в термобарических условиях, определяемых глубиной залегания горных пород и различными геолого-технологическими условиями.
К настоящему времени известны более 50 методов ГИС и их модификаций. К недостаткам известных способов можно отнести тот факт, что замеры физических величин на определенной глубине залегания горных пород проводятся при определенных и не изменяемых в процессе каротажа термобарических условиях.
Из уровня техники известны способы определения свойств горных пород при тепловом воздействии на пласт. Так, в авторском свидетельстве СССР №1125519 описан способ определения продуктивных пластов, в соответствии с которым осуществляют тепловое воздействие на залежь и проводят ядерно-магнитный или акустический каротаж до и после начала теплового воздействия. Измеряют индекс свободного флюида, время продольной релаксации и пористость, на основе которых оценивают коэффициент извлечения нефти. При этом тепловой режим пласта устанавливается путем закачки теплового агента или путем создания внутрипластового горения.
2
Наиболее близким к предлагаемому является способ определения параметров пласта, описанный в патенте США №6,755,246, в соответствии с которым осуществляют пассивный или активный нагрев пласта с целью повышения температуры флюидов в пласте, за счет чего измеряется время релаксации Т при измерении спинового эха, которое используется для выявления и количественного выражения насыщения тяжелой нефтью. К недостаткам данного способа относится то, что он осуществляется посредством «каротаж-воздействие-каротаж», что существенно увеличивает время проведения ГИС.
1
Один из недостатков метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) состоит в том, что постоянная времени спада в некоторых формациях, например в низкопроницаемых песчаниках, очень невелика, что не позволяет измерить сигналы. Главной проблемой, связывающей время релаксации с проницаемостью пласта, является то, что поры, исследованные методом ЯМР, не обязательно должны быть гидравлически связаны между собой. Следовательно, непроницаемая среда, в состав которой входят отдельные пустоты, может дать такой же график затухания T, как и проницаемая горная порода, включающая в себя соединенные поры.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении информативности методов ГИС, расширении технологических и функциональных возможностей аппаратуры ГИС.
Указанный технический результат достигается посредством размещения в скважине комплексного скважинного прибора, содержащего устройство для температурного воздействия на пласт и два идентичных зонда для акустического каротажа, расположенных симметрично по высоте скважинного прибора относительно устройства для температурного воздействия на пласт, осуществления температурного воздействия на пласт в процессе перемещения прибора и одновременного проведения непрерывного акустического каротажа скважины и измерения температуры пласта, а также скорости и затухания волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом. Относительные фазовые проницаемости пласта определяют на основе полученных зависимостей скорости и затухания волн Стоунли от температуры пласта.
Температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его нагрева или охлаждения. Нагрев может быть осуществлен посредством скважиного нагревателя. Может быть использован любой вид каротажа, например акустический каротаж, электрокаротаж и др. Определяемыми свойствами нефтяного пласта являются относительные фазовые проницаемости пласта, и/или вязкость насыщающего флюида, и/или энергия активации вязкого течения. Комплексный скважинный прибор может содержать по меньшей мере одно дополнительное устройство для температурного воздействия на пласт и по меньшей мере один дополнительный каротажный зонд, установленные поочередно и расположенные таким образом, что каждое дополнительное устройство для температурного воздействия на пласт размещено между двумя идентичными каротажными зондами. При необходимости может быть проведен по меньшей мере один повторный каротаж скважины.
Изобретение поясняется чертежом, где показан пример реализации заявленного способа.
Способ определения параметров продуктивных пластов в соответствии с настоящим изобретением осуществляют следующим образом.
В скважину 1 любым доступным способом доставляют комплексный скважинный прибор 2, содержащий одно или более устройств 3 для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива, а также два или более одинаковых каротажных зонда 4, расположенных симметрично по высоте прибора 2 относительно устройства 3 для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива, и проводят каротаж скважины прибором 2. Каротаж проводят непрерывно при движении прибора вверх по скважине. Одновременно в процессе движения осуществляют температурное воздействие на исследуемый участок и измерение его температуры.
После этого проводят по меньшей мере один повторный каротаж, причем при каждой операции спуска/подъема измеряют температуру пласта.
Строят кривые зависимостей измеряемого параметра, например в случае акустического каротажа, скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом, от температуры и по полученным зависимостям судят о параметрах пласта.
Определяемыми свойствами продуктивного пласта могут быть относительные фазовые проницаемости, вязкость насыщающего флюида и энергия активации вязкого течения.
В качестве конкретного примера осуществления способа показано применение акустического каротажа на основе измерения температурных зависимостей дисперсионных кривых для волны Стоунли. Пример изобретения основан на том, что в проницаемых формациях амплитуды волн Стоунли испытывают частотно-зависимое затухание, вызываемое движением флюида. Степень неэластичного затухания пропорциональна мобильности флюида в формации. Анализ волн Стоунли, полученных при различных температурных условиях, служит индикатором проницаемости проницаемой формации, а также вязкости насыщающего флюида.
В скважину любым доступным способом доставляют комплексный скважинный прибор, содержащий устройство для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива, обеспечивающего изменение его температуры, а также два идентичных зонда для акустического каротажа, расположенных симметрично относительно устройства для температурного воздействия на исследуемый участок горного массива. Проводят каротаж скважины непрерывно при движении прибора вверх по скважине и осуществляют при этом температурное воздействие на пласт, приводящее к изменению его температуры. Температурное воздействие на пласт может осуществляться посредством его нагрева или посредством его охлаждения. Нагрев пласта может быть осуществлен при помощи локального скважинного нагревателя. Проводятся замеры скоростей и затухания волн Стоунли при работающем локальном нагревателе для изменения температуры участка исследуемого горного массива, а также измерения температуры пласта. Симметричное расположение зондов для акустического каротажа относительно скважинного нагревателя позволяет осуществлять замеры скоростей и затухания волн Стоунли до, во время и после воздействия нагревателя на исследуемый участок. Рассмотрим твердую пористую формацию, в которой пробурена скважина. Поровое пространство и скважина заполнены вязкой двухфазной жидкостью. Одними из информационных параметров, определяемых методами акустического каротажа, являются скорость и затухание волны Стоунли.
t
Скорость волны Стоунли V в такой скважине определяется выражением:
ƒ
ƒ
ƒ
0
1
2
0,1
где ω - циклическая частота, ρ, η, K - плотность, вязкость и модуль всестороннего сжатия поровой жидкости; К, G, k - модуль всестороннего сжатия, модуль сдвига и абсолютная проницаемость формации, ϕ - пористость формации, а - радиус скважины; Е(х)=хК(х)/К(х), здесь К(x) - функции Кельвина; D - коэффициент диффузии для волны Био второго рода:
ƒ
1,2
1,2
поправкой ξ для жестких формаций (K+(4/3)G>>K) можно пренебречь. Здесь введены вязкости η и относительные фазовые проницаемости k для жидких фаз, заполняющих поровое пространство.
t
Скорость волны Стоули, определяемая выражением (1), является коплексной величиной, для получения фазовой скорости с и коэффициента затухания α необходимо выделить действительную и мнимую части этого выражения:
t
Измеряя частотную зависимость фазовой скорости с(ω) или затухания α(ω) волны Стоунли для различных температур и используя метод нелинейной симплексной аппроксимации для модели (1), можно определить температурную зависимость для коэффициента диффузии D(T). Единственными температурно-зависимыми величинами, входящими в выражение (2), определяющее коэффициент диффузии D, являются вязкости жидких фаз, заполняющих пористую средую. Зависимость вязкости жидких фаз от температуры можно, с хорошей точностью, аппроксимировать законом Аррениуса:
1,2
1,2
0
1,2
где W - энергии активации вязкого течения, Т - абсолютная температура, R - универсальная газовая постоянная. Если энергии активации W различны, то вклады жидкостей в коэффициент дифузии будут изменяться с изменением температуры. При известных значениях пористости ϕ и абсолютной проницаемости k это позволяет использовать систему из двух линейных уравнений вида (2), записанных для двух различных температур формации, для определения неизвестных значений относительных фазовых проницаемостей k.
Решение этой системы имеет вид:
где верхние индексы 'b' и 'е' обозначают начальную и конечную температуры, соответственно, детерминант системы равен:
2
1
Эта система уравнений будет обусловлена тем лучше (и соответственно меньше будет ошибка при обработке экспериментальных данных), чем больше величина разности значений энергии активации жидких фаз ΔW=W-W, а именно, когда выполняется условие:
1
Предполагая, что поровая жидкость представляет собой смесь воды и нефти, определим, насколько энергия активации для нефти должна быть больше энергии активации для воды при нагревании поровой жидкости на 30°С. Полагая, что температура формации равна 330К, получаем значение ΔW=30 КДж/моль. Для воды энергия активации равна W=19.3 КДж/моль, следовательно, предлагаемая методика будет хорошо работать для месторождений нефтей, для которых энергия активации имеет значения, сравнимые с 50 КДж/моль, - это как правило характерно для месторождения вязких или тяжелых нефтей.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерение колебаний скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом, относительно соответствующего изменения температуры, создаваемого за счет работы локального скважинного нагревателя. В предпочтительном варианте реализации изобретения один и/или более нагревателей размещаются между двумя и/или более идентичными акустическими зондами, за счет чего измерения проводятся как минимум два раза - одним зондом до нагрева, а другим во время нагрева. Далее проводится анализ измеренных параметров, соотвествующих различным температурам исследуемого участка горного массива между различными парами акустических зондов. В результате по установленным зависимостям скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом, от температуры, а также по зависимостям вязкости насыщающего флюида от температуры и по полученным зависимостям могут быть определены относительные фазовые проницаемости, вязкость насыщающих флюидов и энергия активации вязкого течения.