Способ определения коэффициента трещиноватости для трещиновато-кавернозного коллектора

(5)М. Кл. : Е 21 В 49/00 с присоединением заявки М(23) Приоритет Говударстванный квмнтвт ессеи ао двлан нзабретеннй и вткрытнй(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТАТРЕЩИНОВАТОСТИ ДЛЯ ТРЕЩИНОВАТОКАВЕРНОЗНОГО КОЛЛЕКТОРА 1 /т 57 т 9 т Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именнок определению запасов нефти, проектированию процеээов разработки затежей в трещиноватокавернозных отложениях и оценке их эффективн оэ ти.Извеэтен способ определения коэффициента трещиноватости по результатам гидродинамичеэких иээледований скважин (метод ф. И. Котяхова). В этом способе, коэффициент трещиноватаэти определяетэя30иэхоля из идеализированной модели строе ния трещиноватого коллектора (эиэт%ма паралтк.льных трещин неизменной раэкрытости) и формулы Буээинеэка по выраже нию15 де т -ксеффициент продуктивноэти эква- Т жины; 2СО - обьемный коэффициент и вязкость жидкости;Ь - эффективная мощноэть пласта Р- радиусы контура питания и экваК, сжиныЭ- коэффициент удельной густотытрещин.ФНеизвестной величиной в данном элу- чае являетэя удельная густота трещин ( 5 ), которую. вначале принимают равной единице, а затем определяют э помощью глубинного фотографирования стенок экважины 1. Однако ванный метод требует значительнойтрудоемкости для определения трещинова тости коллектора. Метод также предьявляет высокие требования к фотоаппаратуре. Кроме того определение коэффициентатрещиноватоэти может быть проведено впризабойной зоне необэаженной частискважины. Следовательно, значение этогокоэффициента отражает тоа ко призабойнуюзону экважины,3 918421Известен способ опредежния трешиноватости горных пород путем замера плотности и влажности пород в массиве и образце., Трешиноватость определяется по формуле 5 10где Р и 9 - плотность породы в массивеи образце;Щ и(Ю - обьемная влажность породыов массиве и образцеС 23,Однако данным способом можно опрепе лять трешиноватость только в поверхностных условиях,Наиболее близким к предлагаемому является способ определения коэффициентатрешиноватости с помощью двух растворов, который сводится к двухкратному исследованию скважины промыслово-геофизическими методами при различных удельныхсопротивлениях глинистого раствора. Сопоставжние (интерпретация) данных каротажа дает возможность определить коэффициент трешиноватости (3) .Недостатком данного способа являетсяего многооперационность. Радиус опредежния коэффициента трешиноватости - близожайшие окрестности призабойной зоныскважины (максимальный радиус исследований по геофизическим данным - 8 метров)Все известные методы определениякоэффициентов трешиноватости трудоемкии имеют небольшой радиус исследования.Цель изобретенияповышение точности определения и увеличение радиуса иссждования горных пород.Указанная цель достигается тем, что40в споссбе определения коэффициента трешииоватости, включающем определение общей вторичной пористости по геофизическим данным, измеряют коэффициент светопоглощения нефти и по его изменению оп 45ределяют коэффициент трешиноватости пофор муж где КСП, к - максимальное значениемакскоэффициента светопоглощения;55КСП - минимальное значениеминкоэффициента светопог- лошенияКСП - начальное значение коэффициента светопоглощения;Ьо - общая вторичная порист ость.С пособ осуществляется периодическим отбиранием пробы нефти из наблюдатель ных скважин, расположенных на различных гипсометрических отметках, определением коэффициента светопоглощения проб нефти, по полученным замерам строится зависимость коэффициента светопоглошения от времени и по характеру изменения коэффициента светопоглощения во времени и по абсолютной величине по фор- муж определяется коэффициент трещиноватости.П р и м е р. По скважине Мц 846. верхнемеловой залежи нефти МалгобекВознесенско-Алиюртовского месторождения с начала вступжния в разработку регулярно отбирали пробы нефти (практически один раз в месяц). Затем определяли коэффициент светопоглощения проб нефти. Строили зависимость коэффициента светопоглошения нефти от времени. На фиг, 1 приведен вид этой зависимости, из которого видно, что в начальный период времени значения коэффициента светопоглошения нефти (КСП) закономерно повышается. Это обьясняется тем, что по высоте залежи значение КСП нефти закономерно увеличивается сверху вниз и максимальное значение КСП нефти находится на водонефтяном контакте (ВНК). Отбор из залежи нефти приводит к попьему ВНК и возрастанию значений КС П нефти.Вытеснение (фильтрация) нефти при этом происходит по наиболее проницаемым участкам (макротрешинам), в то время как в трещинах (микротрешинах) образуются зоны с затрудненной циркуляцией, типа застойных. В таком случае в трещинах (микротрешинах) остается нефть с первоначальным значением КС П.В определенный момент значения КСП нефти постигают своей максимальной величины, что соответствует началу появжния воды (обводнения) в скважине. По мере подъема ВНК, на вытеснение нефти из коллектора, кроме гидродинамических сил, начинают оказывать значительное влияние гравитационные и капиллярные силы. Вначаж вода прорывается по боже проницаемым участкам (макротрешинам, каЯ =У в т зав Мит вернам и вторичным пустотам), т.е, происходит опережение продвижения ВНК в дренируемом обьеме (максимальная величина КСП)Затем начинается плавное уменьшение значений КСП нефти в связи с тем, что в момент прорыва воды в скважину, вследствие гравитационного перепада и капиллярного впитывания происходит выравнивание фронта вытеснения и увеличения охвата. Таким образом нефть из трещин с затрудненной циркуляцией с начальной веа- чиной КСП, смешиваясь с нефтью с высоким значением КСП, поступает в скважину. Вследствие этого, происходит постоянное уменьшение величины КСП аобываемой нефти. По мере дальнейшего вырви нивания фронта вытеснения и увеличения охвата величины КСП нефти уменьшаются и достигают своей минимальной величины. 10После того, когда практически вся нефть вытеснена из трещин, происхоаит вымывание сольватных слоев и окисленных остатков нефти из переходной зоны ВНК, вследствие чего, КСП нефти резко 25 возрастает.Используя такой характер изменения КСП во времени, можно определить коэффициент, трешиноватости всего дренируемого обьема. ЗоТак, например, начиная с максимальных значений коэффициента светопоглоще ния КСП макс ао их минимальных значений КСП иин из скважины в пласте. выхусловиях отобран обьем нефти О, З 5 который включает в нефть, добытую и из трещин (микротрещин) О.Так как величина КСП ,и нефти пропорциональная смешиваюшимся обьемом нефти с различными значениями КСП, то 40 можно записать гае КСГ и КСПс - величины коэффиоциентов светопоглошения, соот 0ветственно начафльная и максимальная.Величины О и От можно опреаелить следующим образом55 где р - коэффициент нефтенасыщеннгсти,принимается равным аля микротрещин и системы вторичных пустот"- коэффициент нефтеотдачи.Учитывая уравнение (5), можно записатьМ Ъаь М Вво-ит 1 КСПмакс+Мт+СП 03Ъав 113 оПосле несложных преобразований име- ем(КС макс КСОмии 1 иот-макс - " о По полученной зависимости (фиг. 1)для скважины846 в дренируемомобьеме был рассчитан коэффициент трещиноватости (Мо =О,О 145 определен погеофизическим аанным), который составил Оф 00345 фАналогичная зависимость получена подренируемому обьему для верхнемеловойзалежи Малгобек-Вознесенско-А лиюртовскому месторождению нефти, По всемскважинам, эксплуатирующим эту залежь,отбирались пробы нефти и по ним опреаелялись КСП, Все подученные данные былиобработаны и получена единая зависимостьКСП от времени. Как видно (фиг. 2) характер зависимости такой же, как и дляскважины846. В начальный периодзначения КСП возрастают, достигают максимума, а затем снижаются и опять резко возрастают. Так какопределение КСПнефти производился не с самого началаразработки, то значение КСП определулось путем экстраполяции.Используя данные (фиг. 2) и уравнение (9), было рассчитано, значениетрешиноватости (ио =43,016 определенпо геофизическим данным) во всем дренируемом обьеме залежи (при аанной плоскости отбора - 2380 м, который определялся равным 0,0032,Способ проверяли также в лабораторных условиях. Опыты проводились по мо- дели трещиновато-кавернозной среаы, ото бражающей реальное строение колжктора и при пластовых условиях (давление пластовое до 400 кгс/см, температура до2.100 С). При создании модели общая вторичная пористость (Уйо) составила 0,021 доли еаиниц, коэффициент трешиноватости составил 0,0036 доли единиц.9 1842 1 7В опытах вытеснялась пластовая нефзь (верхнемеловой залежи месторождения Хаян Корт) водой ( пластовой) из трещиновато-кавернозного коллектора, Скорость вытеснения нефти составила 80 м/ /гоа - практически реальная скорость ддя верхнемеловых залежей нефти ЧИАССР. В процессе опыта через равные промежутки времени (6,56 часа) отбирались пробы нефти и определялся их КСП, По получен-О ным данным построена зависимость КСП от времени, которая приведена на фиг, 3. Характер полученной зависимости аналогичен вышеописанным.По формуле (9), используя результатыопределений, был определен коэффициент трещиноватости, который составил Ит =0,00351 доли единиц,Как видно, в опытах величина ит0,0036, а рассчитанная по данному способу Ю. =0,00351, ошибка в определении величины составила всего 3%Приведенные данные свидетельствуют о высокой точности опреаеления коэффициента трещиноватости по данному способу. По геофизическим данным ошибка в определении величины Ит составляет +15%.Метоа прост в исполнении и позволяет на ранней стадии разработки уточнить величину щт, а значит и уточнить ведичинузО запасов нефти. Определение КСП нефти не требует специальных условий, и использовать метод можно вне зависимости от того, обсажена или не обсажена скважина. Величина опреаеденная по данно- з 5 му способу, отражает реальное значение его во всем аренируемом обьеме скважины и даже ло группе скважин в целом по .всей залежи, т,е. способ увеличивает глубину (обьем) определения величины 40Определение КСП нефти можно проводить на стандартных приборах.В случае, если величина Мо не была определена ни по одному из известных способов, то по формуле Предложенный способ можно использовать паже тогда, когда величина общей трещииоватости ие известна,Ориентировочно один замер и интерпретация данных промыслово-геофизических исследований способом двух растворов (включающая авухкратный каротаж и замену одного глинистого раствора на другой) оценивается в 3,5 тыс.руб. Стоимость одного замера (определение, включающего все операции) КСП нефти 11 рублей. Для оценки величины коэффициента трещиноватости необходимо 40-50 замеров КСП нефти. Тогда эффективность данного способа составит 3445 руб. Формула изобретения Способ определения коэффициента трещиноватости аля трещиновато-кавернозного коллектора включающий определение общей вторичной пористости по геофизическим данным, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности определения и увеличения радиуса исследования горных пород, измеряют коэффициент светопоглощения нефти и по его изменению определяют коэффициент трещиноватости по формуле И СмОзс пмин)тпо КСО МО, - КСП гае КСП - максимальное значение коэфмсес фициента светопоглощения; КС П - минима льное значение коэффимин циента светопоглощения; КСП - начальное значение коэффициента светопоглощения; мо- общая вторичная пористость.(КЮмОкс-КСП мин)Ь)т КСООкс- КСЕРОО 50 можно определить долю ( Ь-) обьема трещин от всего обьема пустот, т,е. можно по полученной величине оценить долеовое участие добычи нефти из трещин по отношению по всей дсбыче из пустот; -4 охарактеризовать колжктор, как чисто трещиноватый или трещиновато-кавернозный, или кавернозно-трещиноват ый. Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1. Котяхов Ф. И,. Приближенный методопределения запасов нефти в трещиноватых породах. -Нефтяное хозяйствами.1956, Ж 4.2. Авторское свидетельство СССРМ 651130, кл, Е 21 В 39 ЮО, 1979.ЗНечай А. М. Изучение трещинныхколлекторов методами промысловой геофизйси. Труды ВНИИГеафизика, вып. 37,МНещаа, 1969, с. 111-126.918421 5,Ф Т,г Составитель М. ТупысевТехрец А,Бабинец Корректор Ю едактор оловик нк Заказ филиал ППП фПатентф, г. Ужгород, ул. Проектная 77/7НИИПИ Госпо делам035, Моск Тираж 624 арственного комитетаизобретений и открытий Ж, Раушскея наб ПодписнССРд. 4/5