Способ определения трещинной пористости пород - RU2732035C1

Чертежи

Описание

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сейсмическим способам определения областей пласта с различной проницаемостью.

Известен способ определения пути движения подземного флюида через геологический объем (патент RU № 2619803, МПК G01V 1/30, G01V 1/28, G06F 17/50, опубл. 07.03.2017 Бюл. № 7), содержащий:

генерирование множества точек данных, распределенных в геологическом объеме, причем точки данных связаны со значениями одного или более геологических атрибутов, полученных из сейсмических данных сейсмического исследования, соответствующего геологического объема,

определение положения начального объекта в геологическом объеме на основе сейсмических данных, относящихся к геологическому объему, где начальный объект определяет начальную границу флюида в множестве точек данных в геологическом объеме, при этом способ содержит итерацию от начального объекта и включает следующие этапы:

определение выражения, которое определяет изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации, где выражение определяет изменение в положении от сил, действующих на объект на границе, где силы определены из значений одного или более атрибутов и являются: силой нормальной к границе объекта;

направленной силой на объект и силой искривления, которая максимизирует искривление границы объекта, и применение этого выражения в точках данных для последовательных итераций с целью изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций, при этом путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и низкая точность определения параметров пласта (до 35 % ошибочных результатов), так как он основан только на интерпретации данных программными методами, и параметры пласта определяются только по объему флюида и границам флюида, что при выработке запасов приводит к «размытию» (высокой погрешности) получаемых данных, при этом показатели отраженных волн (рефлекторы) и дифрагированных волн (дифракторов) берутся при одноразовом стимулировании сейсмических волн, что также не приводит к увеличению точности.

Известен также способ поиска залежей углеводородов, приуроченных к трещинно-кавернозным коллекторам (патент RU № 2451951, МПК G01V 1/28, опубл. 27.05.2012 Бюл. № 15), заключающийся в специальной обработке стандартных данных сейсморазведки МОГТ (2D и 3D) с получением полного волнового поля, содержащего отраженные и дифрагированные волны, причем с помощью специальных методов престековой миграции по Френелю получают два куба сейсмических данных: мигрированный куб отраженных волн (рефлекторов) и куб дифрагированных волн (дифракторов), при этом куб дифракторов получают посредством вычитания отраженных волн и последующей фокусировки рассеянных волн, по кубу дифракторов рассчитывают амплитудные и спектральные атрибуты сейсмического поля, далее по интегральным амплитудным характеристикам получают трехмерную модель рассеивающих объектов геологической среды (куб индекса акустической неоднородности), а посредством совместной интерпретации мигрированного куба рефлекторов и куба индекса акустической неоднородности получают распределение мгновенных амплитуд рассеянных волн по сечению куба в интервалах, соответствующих исследуемым продуктивным уровням геологического разреза, которое в последующем классифицируют по величинам амплитуд в соответствии с промыслово-геофизической информацией, выделяют объекты с максимальными значениями индекса акустической неоднородности, которые соответствуют зонам развития трещинно-кавернозных коллекторов, оценивают по выделенным объектам перспективность заложения разведочных и добывающих скважин.

Недостатками данного способа являются низкая точность определения параметров пласта (до 30 % ошибочных результатов), так как он основан только на интерпретации данных программными методами, и исследования по затуханию и изменению волн (дифракции) не проходит корреляцию (приведению к соответствию) с реальными, при этом показатели отраженных волн (рефлекторы) и дифрагированных волн (дифракторов) берутся при одноразовом стимулировании сейсмических волн, что дает зеркально от скважины одинаковые результаты, требующие уточнения по направлению.

Наиболее близким по технической сущности является способ определения трещинной пористости пород (патент RU № 2516392, МПК G01V 1/28, опубл. 20.05.2014 Бюл. № 14), включающий измерение скорости распространения продольной волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных, причем предварительно формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментально определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, после чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием полученной экспериментально зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия, далее рассчитывают величину трещинной пористости (Кп тр) для каждого из образцов исследуемой породы по формуле:

Кп тр = [100-1,6Кп общ - 100(Vp изм/Vp ск)]/20,4,

где Кп общ - экспериментально определенная общая пористость образца;

Vp изм - измеренная скорость распространения упругой продольной волны в образце;

Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы,

после чего определяют поровую пористость, как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью.

Недостатком данного способа является низкая точность определения параметров пласта (до 20 % ошибочных результатов), так как он основан только на интерпретации данных программными методами, при этом показатели берутся при одноразовом стимулировании сейсмических волн, что дает зеркально от скважины одинаковые результаты, требующие уточнения по направлению.

Технической задачей предполагаемого изобретения является повышение точности получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн (рефлекторы) и дифрагированных волн (дифракторов), а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород (трещиноватостью на 20 % большей, чем общая трещиноватость) с последующим определением насыщающего трещины флюида.

Техническая задача решается способом определения трещинной пористости пород, включающим формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинной пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментально определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных.

Новым является то, что инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах, определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км², для уточнения профиля зон с трещинной пористостью как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину, с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны.

Новым является также то, что в ходе после уточнения профиля зон с трещинной пористостью в них проводят геофизические исследования с определением соответствующих геофизических параметров, при попадании которых в соответствующий доверительный интервал, определяемый эмпирическим путем, принимают решение о промышленной разработке данной зоны.

На фиг. 1 изображена часть месторождения, разбуренного исследовательскими скважинами по квадратной сетке на первом этапе сейсмической разведки.

На фиг. 2 изображена часть месторождения, разбуренного исследовательскими скважинами по квадратной сетке на дополнительном этапе сейсмической разведки.

Способ определения трещинной пористости пород нефтяного месторождения 1 (фиг. 1 и 2) включает формирование из исследовательских скважин 2 набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинной пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментально определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия. Производят инициацию сейсмических волн (взрывом, кумулятивной перфорацией или т.п.) из сейсмической скважины 3 (фиг. 1), в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ 4 зон с различной трещинной пористостью. Затухание сейсмических волн для определения скорости, трещиноватости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками (не показаны), расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины 3 в регистрирующих скважинах 5. Определяют расчетные стратиграфические границы 4 зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км². зоны У границы 4 зоны с трещинной пористостью как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости инициируют сейсмические волны в близлежащей дополнительной сейсмической скважине 6 (фиг. 2), в которой регистрируют показатели отраженных волн. В дополнительных регистрирующих скважинах 7 производят измерение показателей затухания волн. Исходя из полученных показателей отраженных и затухающих волн, производят расчеты МОГТ 2D и/или 3D для корректировки и уточнения границы 8 выбранной зоны.

В случаях, когда нефтенасыщенность исследуемого пласта находится на границе экономической целесообразности промышленной добычи, проводят дополнительные геофизические исследования с получением параметров. В ходе разработки аналогичных месторождений эмпирическим путем определяют доверительные интервалы соответствующих показателей, которые гарантируют наличие нефти в пласте для промышленной разработки.

Например, для месторождений Республики Татарстан доверительными интервалами являются:

- для метода НГК (нейтронно-гамма каротажа) являются величины от 1,3 до 10 у.е. Для метода ГК (гамма каротажа) являются величины от 1,03 до 13 мкР/ч;

_ для метода КС (кажущихся сопротивлений) удельные электрические сопротивления составляют от 18,5 до 400 Ом*м;

для метода ННК (нейтрон-нейтронного каротажа) находятся в диапазоне от 1,54 до 7,5 у.е.

- для АК (акустического каротажа) показатель КРАК находится в диапазоне от 100 до 280 dt;

- для метода ИНГК (импульсного нейтрон-гамма каротажа) диапазон величин для TAU 30 от 240 до 270 мкС, для TAU 60 - от 280 до 470 мкС;

- для СГК (спектрального гамма каротажа) следующие: концентрация тория - от 0,1 до 10 ррм, концентрация калия - от 0,2 до 18 %; концентрация урана - от 0,2 до 20 ррм;

- для С/О (углеродно-кислородного каротажа) распределяются в следующем диапазоне относительных единиц: для показателя COR - от 0,85 до 1,3; для показателя LIRI - от 1,01 до 1,3; для показателя CASI - от 1,1 до 1,25.

В случаях, когда параметры геофизических исследований попадают в соответствующий доверительный интервал, принимают решение о промышленной разработке исследуемой зоны.

Как показала практика точность построения границ зон с различной трещинной пористостью пород повысилась как минимум в 2 раза по сравнению с аналогами. При этом все пущенные в работу месторождения, исследуемые по предлагаемому способу вышли на промышленную разработку этих пластов для добычи залегающих углеводородов (нефти, вязкой нефти битума или т.п.).

Предлагаемый способ определения трещинной пористости пород позволяет повысить точность получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн и затухающих волн, а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород.

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сейсмическим способами определения областей пласта с различной проницаемостью. Заявленный способ определения трещинной пористости пород включает формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинную пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментальное определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных. Инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах. Определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D, с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км. Для уточнения профиля зон с трещинной пористостью, как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны. Технический результат - повышение точности получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн и затухающих волн, а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Формула