Спосіб визначення параметрів газоносних колекторів

Реферат: Винахід належить до геофізичних свердловинних досліджень традиційних і нетрадиційних колекторів газу за допомогою радіоактивного каротажу. Спосіб визначення параметрів газоносних колекторів полягає у визначенні загальної пористості гірських порід за допомогою гамма-гамма каротажу (ГГК), у визначенні загальної пористості за допомогою нейтрон-нейтронного каротажу (ННК) разом з гамма-каротажем (ГК), у наступному визначенні загальної пористості порід-колекторів в інтервалі газоносності як середнього зваженого значення пористостей за ГГК і за ННК+ГК з відповідними ваговими множниками, сума яких дорівнює одиниці. Згідно з винаходом, коефіцієнт газонасиченості колекторів визначають як величину, пропорційну відношенню різниці пористостей за ГГК і за ННК+ГК до визначеної загальної пористості. Технічний результат: підвищення інформативності комплексу радіоактивних методів, підвищення достовірності і точності визначення широкої сукупності параметрів газоносних колекторів. UA 106560 C2 (12) UA 106560 C2 UA 106560 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Винахід належить до галузі геофізичних свердловинних досліджень гірських порід і призначений для визначення параметрів нетрадиційних колекторів газу (щільні пісковики, порушені метановуглепородні масиви, глинисті сланці) та традиційних нафтогазових колекторів. До основних параметрів колекторів газу належать пористість, характер насичення (вода, газ), коефіцієнт газонасиченості, коефіцієнт проникності. Характерною особливістю щільних пісковиків і глинистих сланців є низька пористість (менше приблизного значення 10 %) і слабка проникність, причому газ, в основному, знаходиться в закритих порах. Традиційні колектори газу здебільшого мають відкриту пористість (приблизно (10-25) %) і, відповідно, високу проникність. Подібні до останніх властивості у ряді випадків мають техногенні колектори метану в порушених вуглепородних масивах (над шахтними виробками). Петрофізична модель порід-колекторів, прийнята тут, є наступною. Порода складається з твердої фази і пор. Загальна пористість може бути відкритою, закритою, змішаною. Пори заповненні водою і газом в різних пропорціях, відносний об'єм газу в порах характеризується коефіцієнтом газонасиченості. Тверда фаза породи складається з скелетних зерен породи і глинистих частинок. За своїм складом цими частинками є, власне, глинисті мінерали, а також кварц та домішки інших мінералів. Характерними ознаками глинистих мінералів є значний вміст в них хімічно зв'язаної води. Основними методами визначення пористості порід вздовж свердловинного розрізу [1] є гамма-гамма каротаж (ГГК), нейтрон-нейтронний каротаж (ННК) разом з гамма-каротажем (ГК) для внесення поправки за хімічно зв'язану воду, а також акустичний каротаж (АК) разом з методами врахування глинистості (самочинна поляризація (ПС), ГК). Характерною особливістю АК при визначенні пористості є те, що на АК при низькій пористості (менше приблизного значення 15 %) не впливає газоносність, а також закрита пористість. Такі властивості АК є позитивними для традиційних теригенних колекторів, але застосування АК для визначення загальної пористості нетрадиційних колекторів газу, яка є низькою і здебільшого закритою, неефективно. За даними АК неможливо оцінити також характер насичення і коефіцієнт газонасиченості. Як прототип нами вибрано комплекс способів радіоактивного каротажу, що включає ГГК, ННК і ГК, за допомогою якого визначається певна сукупність параметрів порід (густина, водонасичена пористість, глинистість) [1, 2]. Загальну пористість kп гірських порід за допомогою ГГК визначають через вимірювану густину як [1]   r (1) kГГК  s , n s   w де kГГК - загальна пористість за ГГК; n δr - загальна густина породи, яку отримують за градуювальною залежністю конкретного приладу ГГК при заданих умовах вимірювань; δs - густина твердої фази породи; δw - густина порової води. Визначення пористості водонасичених порід за ГГК має ту перевагу, що вона не залежить від вмісту хімічно зв'язаної води в глинистих мінералах і слабко залежить від різниці у густині між глинистими мінералами і скелетною частиною твердої фази. Густину мінералізованої води як насичуючого флюїду можна оцінити за апріорними даними, а загальну густину твердої фази також апріорі за даними про літологію та вибраною петрофізичною моделлю породи. Недоліком ГГК (як індивідуального способу) при дослідженні газоносних колекторів є те, що за даними ГГК неможливо визначити пористість, характер насичення порід і коефіцієнт газонасиченості. Загальну пористість за комплексом ННК+ГК визначають на основі формули [1]: kННКГК  kННК  clkГК , (2) n n cl 50 де kННКГК - загальна пористість за ННК+ГК; п kННК - "нейтронна" пористість; п cl - водневий індекс суміші глинистих мінералів [1, 2]; 55 KГК - об'ємний вміст глинистих мінералів. cl Нейтронна пористість визначається як пористість "чистої" породи, насиченої прісною водою, при певних технічних умовах вимірювань. 1 UA 106560 C2 Отримують k ННК за градуювальною залежністю для даного приладу. п Значення водневого індексу cl оцінюють апріорі за результатами досліджень керну та геологічними даними; у випадку їх відсутності беруть усереднене значення cl = 0,2. 5 10 15 20 25 30 Об'ємний вміст глинистих мінералів KГК в породі визначають за даними ГК з урахуванням cl пористості. Врахування впливу глинистості на ННК при визначенні пористості газоносних колекторів є необхідним у зв'язку з тим, що хімічно зв'язана вода збільшує позірну пористість, а наявність газу - зменшує, тобто ці чинники (глинисті мінерали і газ) в тій чи іншій мірі компенсують один одного. Недоліком комплексу ННК+ГК при дослідженні газоносних колекторів є те, що за даними цього комплексу неможливо визначити їх пористість, характер насичення і коефіцієнт газонасиченості. Кожен із способів комплексу, ГГК і ННК+ГК, дає практично однакову пористість для водонасичених порід, а при дослідженні газоносних колекторів має наступні недоліки: 1) пористість за ГГК в газоносних породах є завищеною (в основному за рахунок зменшення загальної густини породи); 2) оцінити тільки за результатами способу ГГК характер насичення (присутність газу) і коефіцієнт газонасиченості неможливо; 3) пористість за ННК+ГК в газоносних породах є заниженою (порівняно з водонасиченою пористістю); 4) оцінити тільки за результатами способу ННК+ГК характер насичення (присутність газу) і коефіцієнт газонасиченості неможливо. Задачею винаходу є визначення сукупності параметрів газоносних колекторів: пористості, характеру насичення, коефіцієнта газонасиченості, вологості (водовмісту), закритої пористості (останнє для випадку, коли в закритих порах знаходиться в основному газ, а у відкритих - вода). В основу винаходу поставлено задачу визначати параметри газоносних колекторів шляхом комплексного використання радіоактивних методів ГГК, ННК і ГК з врахуванням їх фізичних особливостей. Розв'язання поставленої задачі досягається наступними діями. 1. Визначення пористості газоносних колекторів. А). За даними ГГК отримують загальну густину порід r, потім згідно з формулою (1) визначають kГГК - пористість за ГГК; для візуалізації будують її залежність від глибини п (діаграма пористості). Б). Отримують нейтронну пористість за ННК; за допомогою ГК отримують поправку за вплив 35 40 45 50 хімічно зв'язаної води у глинистих мінералах; за формулою (2) визначають kННКГК - пористість п за ННК+ГК; для візуалізації будують її діаграму. В). В інтервалах газоносності пористості за ГГК і за ННК+ГК є позірними, причому пористість kГГК завищена, а пористість kННКГК - занижена; в інтервалах повної водонасиченості обидві п п пористості є істинними і в ідеалі співпадають (реальні розходження по абсолютній величині не перевищують суми похибок визначення пористості кожним методом). Г). Беруть середнє зважене значення пористостей за ГГК і за ННК+ГК з відповідними ваговими множниками, сума яких дорівнює одиниці, і в інтервалах газоносності отримують "істинну" загальну пористість, а в інтервалах повного водонасичення - її усереднене (згладжене по похибках) значення: k п  1kГГК   2kННКГК , 1   2  1. (3) п п Вагові множники αi відносно слабко залежать від термобаричних умов залягання газоносних колекторів. Наприклад, для 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. 2. Визначення характеру насичення. Отримують різницю між пористостями за ГГК і за (ННК+ГК): kп  kГГК  kННКГК . (4) п п В інтервалах повної водонасиченості 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 2 UA 106560 C2 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. На суміщених діаграмах пористості в інтервалах порід, що містять газ, значення kГГК і п 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 kННКГК розходяться, а в інтервалах повного водонасичення збігаються. п 3. Визначення коефіцієнта газонасиченості. Коефіцієнт газонасиченості Sr визначають як відношення порового об'єму, зайнятого газом, до об'єму пор. Згідно з отриманою нами емпіричною формулою, параметр S r пропорційний різниці пористостей за ГГК і ННК+ГК ( k п , формула (4)), поділеній на загальну пористість k п (формула (3)): k S   п . (5) kп Коефіцієнт пропорційності β по величині менший одиниці. На основі виконаного аналізу каротажних даних нами встановлено, що β  0,6. 4. Визначення об'ємного газовмісту колекторів. Об'ємний газовміст GV - відношення об'єму газу в порах породи до об'єму породи, тобто G V являє собою "газову пористість". Іншими словами - добуток загальної пористості на коефіцієнт газонасиченості: GV=kn SГ=β k n , (6) де kn - загальна пористість, яка визначається за формулою (3); SГ - коефіцієнт газонасиченості (формула (5)); k n - різниця між пористостями за ГГК і за ННК+ГК (див. формулу (4)); β - коефіцієнт пропорційності у формулі (5). Таким чином, об'ємний газовміст колекторів GV визначають як добуток загальної пористості (3) на коефіцієнт газонасиченості (5), і цей добуток є пропорційним різниці пористостей за ГГК і ННК+ГК; газовміст колекторів GV за величиною дорівнює "газовій пористості", тобто є тією частиною пористості, що заповнена газом. 5. Визначення об'ємного вологовмісту газоносних колекторів. Об'ємний вологовміст W V визначають як відношення об'єму води в порах породи до об'єму породи, тобто W\/ являє собою "водяну пористість". Об'ємна вологість (вологовміст) W V пов'язана з об'ємним газовмістом GV співвідношенням GV + І/Ц/ = /сп. Звідси, з урахуванням формули (6), W V=kn -β k n (7) де kn - загальна пористість (формула (3)); k n - різниця між пористостями за ГГК і за ННК+ГК (див. формулу (4)); β - коефіцієнт пропорційності у формулі (5). Таким чином об'ємний вологовміст W V газоносних колекторів визначають як різницю між загальною пористістю і об'ємним газовмістом; вологовміст W V за величиною дорівнює "водяній пористості", тобто є тією частиною пористості, що заповнена водою. 6. Визначення закритої газонасиченої пористості. У випадку, коли закриті пори повністю насичені газом, а відкриті пори - водою, закрита газонасичена пористість являє собою різницю між загальною пористістю і об'ємним вологовмістом. Конкретна реалізація запропонованого способу продемонстрована на прикладі свердловинних вимірювань комплексом приладів радіоактивного каротажу в приповерхневих природних і техногенних гірських породах, які виступають тут як натурні моделі. На фіг. 1 представлені результати каротажу в природних піщано-глинистих породах. Свердловинний розріз представлено зоною аерації (вище рівня ґрунтових вод), в межах якої пори частково заповнені повітрям (імітує газ) і водою, а також зоною повного водонасичення нижче рівня ґрунтових вод. Позначення на фіг. 1: РВ - рівень води; 1 - діаграма гамма-каротажу (ГК); 2 - діаграма гамма-гамма каротажу (ГГК); 3 - діаграма нейтрон-нейтронного каротажу (ННК); 4 - Kгл.м. - об'ємний вміст глинистих мінералів вздовж розрізу, визначений на основі ГК; 5 - r - загальна густина породи вздовж розрізу, отримана за допомогою ГГК; 3 UA 106560 C2 6 - kННКГК - загальна пористість за ННК+ГК: в зоні аерації є позірною, в зоні повного п водонасичення "істинною"; 5 10 15 20 7 - kГГК - загальна пористість за ГГК: в зоні аерації є позірною, в зоні повного n водонасичення "істинною"; 8 – kn - середня зважена загальна пористість вздовж всього свердловинного розрізу, визначена за формулою (3); 9 - k газ - "газова пористість", тобто частина пористості, заповнена повітрям; за величиною п співпадає з об'ємним газовмістом (див. формулу (6)); 10 - Sr - коефіцієнт газонасиченості; ο - експериментальні точки, отримані за даними лабораторних досліджень зразків порід, взятих вздовж свердловинного розрізу. На фіг. 2 представлені результати каротажу в техногенній гірській породі - золовідвалах теплової електростанції. Характерною особливістю частинок золи є те, що вони містять закриті пори. Тому в зоні повного водонасичення загальна пористість має дві складові - відкриті пори, заповнені водою, і закриті пори, заповнені техногенним газом. В зоні аерації відкриті пори заповнені повітрям і водою, закриті - газом. Позначення на фіг. 2: РВ - рівень води; 1 - діаграма гамма-каротажу (ГК); відбиває не глинистість, а вміст радіоактивних елементів, що залишились в золі після спалювання вугілля; 2 - діаграма гамма-гамма каротажу (ГГК); 3 - діаграма нейтрон-нейтронного каротажу (ННК); 4 - r. - загальна густина породи вздовж розрізу, отримана за допомогою ГГК; 5 - k ННК - позірна пористість за ННК; п 25 30 35 40 45 50 55 6 - k ГГК - позірна пористість за ГГК; п 7 - kп - середня зважена загальна пористість вздовж всього свердловинного розрізу, визначена за формулою (3); 8 - k газ - "газова пористість" (див. формулу (6)); п 9 - Sr - коефіцієнт газонасиченості; ο - експериментальні точки, отримані за даними лабораторних досліджень зразків порід, взятих вздовж свердловинного розрізу. Результати, представлені на фіг. 1 і 2, переконливо свідчать про ефективність запропонованого підходу - способу визначення ряду параметрів газоносних колекторів. Зауважимо, що при конкретному застосуванні запропонованого способу слід враховувати специфічні особливості традиційних і нетрадиційних колекторів газу. Наприклад, для традиційних колекторів при бурінні на промивальній водно-глинистій рідині може утворюватись зона, в якій газ частково витіснений фільтратом промивальної рідини. При цьому будуть визначатись параметри породи з урахуванням залишкового газу в ближній зоні, що також є цінною інформацією. При бурінні на промивальній рідині на нафтовій основі зона проникнення відсутня і в цьому випадку визначають безпосередньо параметри газоносних колекторів. Те ж саме і у випадку дослідження обсаджених свердловин при розформованій зоні проникнення. Для сланцевого газу слід додатково враховувати присутність органіки в породі. Для щільних пісковиків - колекторів газу умови визначення параметрів газоносності запропонованим способом найбільш сприятливі. Слід також зауважити, що для нетрадиційних колекторів запропонований спосіб вимагає підвищеної якості каротажу і високої точності вимірювань. Технічним результатом винаходу є значне підвищення інформативності використовуваного комплексу радіоактивних методів, підвищення достовірності і точності визначення широкої сукупності параметрів газоносних колекторів: пористості, характеру насичення, коефіцієнта газонасиченості та ряду інших. Джерела інформації: 1. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред. В.М. Добрынина. - М.: Недра, 1988. -476 с. 2. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин пр данным радиоактивного и акустического каротажа / И. В. Головацкая, Ю.А. Гулин, Ф.Х. Еникеева и др. - Калинин, ВНИГИК, 1984. - 112 с. 4 UA 106560 C2 ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 5 10 15 1. Спосіб визначення параметрів газоносних колекторів, що полягає у визначенні загальної пористості гірських порід за допомогою гамма-гамма каротажу (ГГК), у визначенні загальної пористості за допомогою нейтрон-нейтронного каротажу (ННК) разом з гамма-каротажем (ГК), у наступному визначенні загальної пористості порід-колекторів в інтервалі газоносності як середнього зваженого значення пористостей за ГГК і за ННК+ГК з відповідними ваговими множниками, сума яких дорівнює одиниці, який відрізняється тим, що коефіцієнт газонасиченості колекторів визначають як величину, пропорційну відношенню різниці пористостей за ГГК і за ННК+ГК до визначеної загальної пористості. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що об'ємний газовміст колекторів визначають як добуток загальної пористості на коефіцієнт газонасиченості, який є пропорційним різниці пористостей за ГГК і ННК+ГК. 3. Спосіб за п. 2, який відрізняється тим, що об'ємний вологовміст газоносних колекторів визначають як різницю між загальною пористістю і об'ємним газовмістом. 4. Спосіб за п. 3, який відрізняється тим, що закриту газонасичену пористість визначають як різницю між загальною пористістю і об'ємним вологовмістом при повністю насичених водою відкритих порах. UA 106560 C2 Комп’ютерна верстка В. Мацело 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 6