Спосіб виділення газонасичених порід і визначення їх пористості

Реферат: UA 95425 U UA 95425 U 5 10 15 20 Корисна модель належить до галузі геофізичних свердловинних досліджень гірських порід і призначена для визначення параметрів газонасичених порід за допомогою комплексу методів радіоактивного каротажу - гамма-каротажу (ГК), нейтрон-нейтронного каротажу (ННК), гаммагамма-каротажу (ГГК). Основні області застосування корисної моделі - дослідження нетрадиційних колекторів газу (метановугільні розрізи, ущільнені пісковики, глинисті сланці); дослідження нафтогазоносних теригенних порід, інженерно-геологічні дослідження при поверхневих піщано-глинистих ґрунтів в зоні аерації. В останній період все більшого значення набуває необхідність дослідження свердловинних розрізів через стальну колону. Найбільш розповсюдженими методами визначення петрофізичних та інших параметрів в обсаджених свердловинах є ГК, ННК ГГК. Ці ж методи використовують і при дослідженні необсаджених свердловин. Гамма-каротаж використовують для літологічного розчленування розрізу, для оцінки глинистості порід та ін. Газонасиченість порід практично не впливає на показання ГК. Нейтрон-нейтронний каротаж (ННК) вважається методом пористості. Більш точно ННК є таким для водо насичених неглинистих порід, тому що саме для них будують градуювальну залежність для визначення пористості за ННК. При наявності глинистих мінералів, які містять зв'язану воду, методом пористості є комплекс (ННК+ГК). Тут ГК використовують для визначення глинистості з метою врахування вмісту хімічно зв'язаної води. Загальну пористість за комплексом ННК+ГК визначають за формулою [1]:  k nn    k nn  гл.м.K гл.м. , п п (1) де k nn   - загальна пористість за ННК+ГК; П 25 k nn - пористість за ННК ("нейтронна" пористість), яку отримують за градуювальною п залежністю для даного приладу; гл.м. - водневий індекс глинистих мінералів; 30  K гл.м. - об'ємний вміст глинистих мінералів. Гамма-гамма каротаж (або густинний каротаж) є методом визначення густини порід за відповідною градуювальною залежністю для приладу ГГК. Густина однозначно зв'язана з пористістю, якщо відома густина твердої фази і порового флюїду. Тому ГГК часто також називають методом пористості. Для піщано-глинистих (теригенних) порід визначення пористості за ГГК має ті переваги, що густина твердої фази апріорі відома (густина скелетних зерен і глинистого матеріалу практично однакові), а пористість за ГГК не залежить від вмісту хімічно зв'язаної води. 35  Загальну пористість k п гірських порід за допомогою ГГК визначають через вимірювану густину породи як [1]: kГГК  п 40 45 50  s  r , s   w (2), де  r - густина породи, яку отримують за градуювальною залежністю конкретного приладу ГГК при заданих умовах вимірювань;  s - густина твердої фази породи;  w - густина води. Як прототип корисної моделі нами вибрано комплекс способів радіоактивного каротажу, що включає (ННК+ГК) і ГГК [1]. Газонасичені глинисті породи характеризуються заниженими значеннями пористості за комплексом (ННК+ГК) порівняно з істинною пористістю. Однак виділити газонасичені пласти тільки за цією ознакою неможливо, оскільки істинна пористість апріорі невідома. Зменшена (позірна) пористість за ННК+ГК не дозволяє чітко визначити характер насичення (вода, газ, їх суміш) без залучення додаткових даних. В газонасичених пластах пористість за ГГК також є позірною - вона підвищена за рахунок зменшення загальної густини породи. Однак виділити такі пласти і визначити їх істинну пористість окремо взятим (індивідуальним) методом ГГК в загальному випадку неможливо. 1 UA 95425 U 5 10 15 20 25 Таким чином, способи ННК+ГК і ГГК при дослідженні газонасичених порід мають наступні недоліки: 1) пористість за ННК+ГК в газонасичених породах є позірною - вона нижча порівняно з істинною пористістю; 2) виділення газонасичених глинистих пластів і визначення їх пористості тільки за результатами комплексу ННК+ГК неможливе. 3) пористість за ГГК в газонасичених породах є позірною - вона вища порівняно з істинною пористістю; 4) виділення газонасичених пластів і визначення їх пористості тільки за результатами індивідуального методу ГГК неможливе. Задачею корисної моделі є визначення параметрів газонасичених порід через стальну колону, а також в не обсаджених свердловинах. В основу корисної моделі поставлена задача створити спосіб виділення газонасичених інтервалів свердловинного розрізу та визначення істинної пористості в інтервалі газонасичення шляхом використання комплексу радіоактивних методів ГГК, ННК і ГК в обсаджених і не обсаджених свердловинах. Поставлена задача вирішується наступними діями. 1. За даними ГГК отримують загальну густину порід  r , потім згідно формули (2) визначають  k п - пористість за ГГК; для візуалізації будують її залежність від глибини (діаграма пористості за ГГК). 2. Отримують нейтронну пористість за ННК; за допомогою ГК отримують поправку за вплив хімічно зв'язаної води у глинистих мінералах; за формулою (1) визначають k nn   - пористість за п (ННК+ГК); для візуалізації будують її діаграму. 3. Для виділення газонасичених порід отримують різницю Акп між пористостями за ГГК і за ННК+ГК:  k п  k п  k nn   , п 30 35 після чого будують залежність k п від глибини. В інтервалах повної водо насиченості ця різниця в ідеалі дорівнює нулю, а на практиці k п за абсолютною величиною менша суми похибок пористостей за ГГК і за ННК+ГК. В інтервалах газоносності, де вказані пористості є позірними, різниця k п позитивна і тим більша, чим вища загальна пористість і чим більший об'єм займає газ в порах. 4. У виділених газонасичених інтервалах визначають істинну пористість як середнє арифметичне зважене значення пористостей за ГГК і за ННК+ГК з відповідними ваговими множниками, сума яких дорівнює одиниці:  k п  1k п   2k nn   , 1  2  1. п 40 45 50 (3) (4) Числові значення вагових множників визначають емпіричним шляхом. Для відносно невеликих глибин α10,65, α20,35. З ростом тиску і температури α1 зменшується і, відповідно, α2 збільшується. Наприклад, на глибині ~4 км α1α20,5, тобто істинна пористість стає близькою до середнього арифметичного значення пористостей за ГГК і за ННК+ГК. Конкретний приклад реалізації запропонованого способу продемонстровано на фігурі. Вимірювання приладами радіоактивного каротажу виконані в обсадженій свердловині, пройденій в при поверхневих піщано-глинистих породах. Свердловинний розріз представлено зоною аерації (вище рівня ґрунтових вод), в межах якої пори заповнені повітрям і водою, а також зоною повного водо насичення - нижче рівня ґрунтових вод. Позначення на фігурі: РВ - рівень води; 1 - діаграма нейтрон-нейтронного каротажу (ННК); 2 - діаграма гамма-каротажу (ГК); 3 - діаграма гамма-гамма-каротажу (ГГК); 4 - k nn   - загальна пористість за ННК+ГК: в зоні аерації є позірною, в зоні повного водо п насичення - істинною; 2 UA 95425 U 5 10 15  5 - k п - загальна пористість за ГГК: в зоні аерації є позірною, в зоні повного водо насичення - істинною; 6 - k п - різниця між пористостями за ГГК і за ННК+ГК, за якою виділяється зона аерації; 7 - k п - середньозважена пористість вздовж свердловинного розрізу; ο - експериментальні точки по пористості, отримані на основі даних лабораторних досліджень зразків порід, взятих вздовж свердловинного розрізу. Із фігури слідує, що параметр k п (формула (3)) дозволяє виділити інтервал аерації (зона часткового насичення пор повітрям) через обсадку та показати особливості зони аерації, зокрема, її градієнтний характер. Визначені за формулою (4) значення істинної пористості підтверджені незалежними лабораторними вимірюваннями. Технічним результатом корисної моделі є забезпечення виділення газонасичених глинистих гірських порід і визначення їх істинної пористості в обсаджених і не обсаджених свердловинах за допомогою комплексу радіоактивних методів - гамма-гамма-каротажу, нейтрон-нейтронного каротажу і гамма-каротажу. Джерело інформації 1. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра, 1988. - 476 с. 20 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 25 Спосіб виділення газонасичених порід і визначення їх пористості, що включає визначення пористості за допомогою нейтрон-нейтронного каротажу (ННК) разом з гамма-каротажем (ГК), у визначенні пористості за допомогою гамма-гамма-каротажу (ГГК), який відрізняється тим, що для виділення газонасичених порід отримують різницю між пористостями за ГГК і за ННК+ГК, яка в інтервалі газонасиченості є позитивною і в інтервалі водонасиченості близька до нуля, а істинну пористість порід в інтервалі газонасиченості визначають як середнє арифметичне зважене значення пористостей за ГГК і за ННК+ГК. 30 Комп’ютерна верстка А. Крижанівський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3