СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
METHOD FOR DETERMINING PROPERTIES OF PRODUCTIVE FORMATION

Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида.
Проницаемость породы и вязкость пластового флюида - важнейшие петрофизические параметры на протяжении всех стадий разработки нефтегазового месторождения. Знание этих параметров критически важно для оценки количества извлекаемых запасов гидрокарбонатов, оптимального заканчивания скважин, оптимизации добычи и характера дренирования, а также максимизации коэффициента извлечения гидрокарбонатов. В то же время скважинные измерение проницаемости пласта и вязкости пластового флюида представляют значительную сложность.
Несмотря на то что вязкость - это свойство пластовой жидкости, а проницаемость - свойство пласта, измерения этих параметров и используемые методы сильно взаимосвязаны. Измерение проницаемости, как правило, включает измерение двух физических свойств - подвижности (отношение проницаемости породы к вязкости пластового флюида) и вязкости флюида.
Существующие прямые методы измерения проницаемости породы и вязкости порового флюида в скважине используют отбор образцов флюида с последующим лабораторным анализом, петрофизический и геохимический анализ на керне, анализ по снижению и восстановлению кривых давления. Все эти методы измерений требуют длительных измерений и больших затрат на их проведение. Кроме того, получаемая данными методами информация не континуальна, т.е. содержит данные лишь о конечном числе точек вдоль скважины.
Акустические измерения позволяют измерять подвижность флюида. Для определения проницаемости порового пространства необходима дополнительная информация о вязкости флюида. Измерение вязкости представляет сложную задачу и обычно требует проведения вспомогательных измерений.
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.
В другом патенте США №6755246 описывается способ, в соответствии с которым осуществляют пассивный или активный нагрев пласта с целью повышения температуры флюидов в пласте, за счет чего изменяется время релаксации Т2 при измерении спинового эха, которое используется для выявления и количественного выражения насыщения тяжелой нефтью. К недостаткам данного способа относится то, что он полагается на эмпирические соотношения при интерпретации результатов измерений, что, в ряде случаев, существенно снижает его точность и возможность применения. Один из недостатков метода ЯМР состоит в том, что постоянная времени спада в некоторых формациях, например, в низкопроницаемых песчаниках, очень невелика, что не позволяет с достаточной точностью 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 Т1, как и проницаемая горная порода, включающая в себя соединенные поры.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения вязкости пластового флюида при различных температурах породы с одновременным определением проницаемости пласта без проведения дополнительных измерений, что ведет к повышению информативности методов измерений и каротажа, расширении технологических и функциональных возможностей используемой аппаратуры.
Указанный технический результат достигается посредством размещения в скважине, по меньшей мере, одного акустического каротажного зонда, в процессе перемещения зонда по скважине проведение непрерывного акустического каротажа скважины с одновременным температурным воздействием на пласт и измерением температуры пласта, а также скорости и затухания волн Стоунли, вырабатываемых каротажным зондом. На основе полученных зависимостей измеряемых параметров от температуры пласта определяют относительные фазовые проницаемости пласта, вязкость пластового флюида и энергию активации вязкого течения.
Температурное воздействие на пласт осуществляют посредством его нагрева или охлаждения.
Возможно проведение акустического каротажа в процессе бурения, при этом каротажный зонд размещен на бурильной колонне, а температурное воздействие на пласт осуществляется посредством циркуляции бурового раствора или промывочной жидкости.
Может быть проведен дополнительный нагрев или охлаждение бурового раствора или промывочной жидкости на поверхности.
При необходимости может быть проведен, по меньшей мере, один дополнительный акустический каротаж скважины посредством, например, использования размещенного выше по скважине по крайней мере одного дополнительного каротажного зонда.
Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 показан пример реализации способа.
Способ определения параметров продуктивного пласта в соответствии с настоящим изобретением может быть осуществлен следующим образом.
Для бурения скважины 1 используют буровую колонну 2 с расположенными на ней над буровым долотом 3 каротажными зондами 4. Ведут бурение скважины 1 по известной технологии. Каротаж проводят непрерывно при движении буровой колонны 2 с расположенными на ней каротажными зондами 3 вверх или вниз по скважине 1. Одновременно в процессе бурения за счет циркуляции промывочной жидкости 5 в скважине 1 создают температурное воздействие на исследуемый участок горного массива 6 и измерение его температуры.
t
Скорость волны Стоунли V в скважине может быть определена, например, из выражения:
f
f
f
0
0,1
где ω - циклическая частота, ρ, η, K - плотность, вязкость и модуль всестороннего сжатия поровой жидкости; G, k - модуль сдвига и абсолютная проницаемость формации, ϕ - пористость формации, r - радиус скважины, K(x) - функции Кельвина; D - коэффициент диффузии для волны Био второго рода (медленной волны):
,
где ,
b
s
где K, K - модули всестороннего сжатия формации и материала формации соответственно. Если в поровом пространстве присутствуют две фазы флюида, то:
,
1,2
1,2
где η, k - вязкости и относительные фазовые проницаемости для жидких фаз, заполняющих поровое пространство. Для жестких формаций:
и поправкой ξ можно пренебречь:
t
Скорость волны Стоунли, определяемая выражением (1), является комплексной величиной. Для получения фазовой скорости c и коэффициента затухания α необходимо выделить действительную и мнимую части этого выражения:
f
f
f
1,2
Основными температурно-зависимыми величинами, входящими в выражение (1), являются параметры поровых флюидов, заполняющих пористую среду K, ρ, η(η), а изменениями параметров твердой фазы с температурой в большинстве случаев можно пренебречь. Влияние изменения перечисленных выше параметров хорошо разделяется: изменение модуля всестороннего сжатия и плотности флюида с температурой влияет, в основном, на изменение фазовой скорости, а изменение вязкости влияет, в основном, на изменение затухания.
Измерения частотных зависимостей затухания и скоростей волны Стоунли является основой известного метода определения подвижности порового флюида
(см., например, Chang S.K., Liu H.L., Johnson D.L. "Low-Frequency Tube Waves in Permeable rocks". Geophysics, 53, 519-527, 1988), применяемого коммерчески рядом нефтяных и сервисных компаний (см., например, US 2009/0168598). Определение подвижности порового флюида при различных температурах позволяет изучать изменение вязкости порового флюида с изменением температуры, т.к. изменением проницаемости при различных температурах можно пренебречь. Зависимость вязкости жидких фаз от температуры можно, с хорошей точностью, аппроксимировать законом Аррениуса:
,
0
где η - константа, W - энергия активации вязкого течения, Т - абсолютная температура, R - универсальная газовая постоянная.
t
Измеряя частотные зависимости затухания α(ω) и фазовой скорости c(ω) волны Стоунли для различных температур и используя численные методы решений для модели (1), можно определить температурную зависимость η(T). В случае наличия двухфазной жидкости в пористой среде вблизи стенки скважины (фильтрат бурового раствора и нефть) энергии активации жидкостей могут различаться и вклады жидкостей в коэффициент η(T) будут изменяться с изменением температуры. В этом случае наличие априорной информации о зависимости η(T) для одной из жидкостей (фильтрат бурового раствора) позволяет определять зависимость η(T) для другой жидкости.
Определение вязкости флюида при интерпретации измерений мобильности по волне Стоунли при разных температурах позволяет избавиться от необходимости проведения дополнительных измерений вязкости флюида другими способами для определения проницаемости формации.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерение скорости и затухания волн Стоунли, вырабатываемых каротажными зондами 4, относительно соответствующего изменения температуры, создаваемого за счет циркуляции промывочной жидкости 5. Далее проводится анализ измеренных параметров, соответствующих различным температурам исследуемого участка горного массива 6. В результате по установленным зависимостям скорости и затухания акустических волн, вырабатываемых каротажным зондом 4, 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.