Спосіб визначення пористості газових колекторів комплексом радіоактивного каротажу

Реферат: Спосіб визначення істинної пористості газоносних колекторів комплексом радіоактивного каротажу полягає в визначенні середнього арифметичного зваженого значення позірних пористостей за ГГК і за ННК з ваговими множниками, сума яких дорівнює одиниці. При цьому вагові множники визначають з урахуванням глибини залягання газових колекторів та з урахуванням літотипу колектора. UA 109946 U (54) СПОСІБ ВИЗНАЧЕННЯ ПОРИСТОСТІ ГАЗОВИХ КОЛЕКТОРІВ КОМПЛЕКСОМ РАДІОАКТИВНОГО КАРОТАЖУ UA 109946 U UA 109946 U 5 10 15 Корисна модель належить до галузі геофізичних свердловинних досліджень гірських порід і призначена для визначення пористості традиційних і нетрадиційних газових порід-колекторів. Під газовими колекторами будемо розуміти породи, що містять вільний (не зв'язаний і не адсорбований) газ у відкритих, закритих чи змішаних порах. В сучасний період набувають все більшого значення дослідження гірських порід в обсаджених свердловинах. Це пов'язано з необхідністю ревізії свердловин старого фонду, моніторингу свердловин підземних сховищ газу, а також з необхідністю термінової обсадки свердловин при бурінні в ускладнених геологічних умовах. Останнє часто має місце, зокрема при пошуку вуглеводнів на великих глибинах (6-8 км), до освоєння яких приступили в Дніпровсько-Донецькій западині. В обсаджених свердловинах інформативним є фактично тільки радіоактивний каротаж (РК). Найбільш ефективними методами визначення петрофізичних параметрів порід через стальні труби є нейтрон-нейтронний каротаж (ННК), гамма-гамма каротаж (ГГК), гамма-каротаж (ГК) [1]. Ці ж методи використовують і при дослідженні необсаджених свердловин (зазвичай разом з електричними і акустичними методами). Нейтрон-нейтронний і гамма-гамма каротаж належать до методів пористості. Пористість за ННК визначають на основі градуювальної залежності для двозондового приладу (2ННК): A  f (k ННК ) , п (1) 20 25 де A - відношення показань меншого і більшого зондів приладу 2ННК; k ННК - нейтронна пористість, тобто водонасичена пористість за ННК у гірській породі п певного літотипу (наприклад вапняку), при заданих свердловинних умовах. При інтерпретації каротажних даних нейтронну пористість визначають з рівняння (1) як обернену функцію k ННК  ( A ) , п (2) Пористість порід-колекторів визначають за допомогою ГГК через вимірювану густину породи як [2] 30 kГГК  п 35 40 45  s  r , s   w де k ГГК - загальна пористість за ГГК; п  r - густина породи, яку отримують за градуювальною залежністю конкретного приладу ГГК при заданих умовах вимірювань;  s - густина твердої фази породи;  w - густина порової води. В газових колекторах пори заповнені газом і водою в різних пропорціях. В таких колекторах пористість за ННК є позірною - отримувана пористість занижена порівняно з істинною за рахунок меншого вмісту водню. Пористість за ГГК в газових колекторах також є позірною - тут пористість є завищеною порівняно з істинною за рахунок зменшення густини породи. Таким чином, визначити істинну пористість газових колекторів за допомогою індивідуальних методів ННК або ГГК неможливо. Найближчим аналогом корисної моделі служить спосіб визначення істинної пористості газоносних колекторів за допомогою комплексу ГГК + ННК [3, 4]. В патенті [3] запропоновано істинну пористість газоносних колекторів визначати як середнє арифметичне зважене значення позірних пористостей за ГГК і за ННК k п  1kГГК   2k ННК , п п 50 (3) (4) В формулі (4) вагові множники  i - дійсні невід'ємні числа, менші за 1, які нормовані так, що їх сума дорівнює 1: 1 UA 109946 U 1  2  1 , 5 10 15 20 25 30 Приведені в патенті [3] конкретні значення вагових множників  i , (1  0,55, 2  0,45) отримані за даними експериментальних вимірювань. В патенті [4] використано той же спосіб (4) визначення істинної пористості за комплексом ГГК + ННК, що і в [3], але з іншими значеннями вагових множників: 1  0,70, 2  0,30 . Ці значення отримано за допомогою процедури підгонки з використанням методу найменших квадратів. Таким чином, вагові множники  i , отримані емпірично в обох патентах, істотно розрізняються між собою і є константами для всього досліджуваного інтервалу свердловинного розрізу. Разом з тим, зі збільшенням глибини залягання газоносних пластів-колекторів кількість водню в одиниці об'єму газу зростає (іншими словами, збільшення пластового тиску веде до збільшення водневого індексу газу); збільшується також і густина газу. Отже, термобаричні умови впливають на позірну пористість за ННК і за ГГК; а також на числові значення вагових множників осі, які використовують при отриманні істинної пористості газових колекторів за формулою (4). Основними недоліками аналогів [3, 4] є наступні: - при визначенні істинної пористості газових колекторів не взято до уваги зміну значень вагових множників  i в залежності від термобаричних умов залягання пластів, тобто від зміни тиску і температури з ростом глибини залягання; - при визначенні істинної пористості газових колекторів не врахована залежність вагових множників  i від літологічного типу пластів-колекторів. Задачею корисної моделі є отримання істинної пористості газових колекторів на основі комплексу радіоактивного каротажу (ГГК і ННК) у вигляді середнього арифметичного зваженого значення позірних пористостей за ГГК і за ННК з урахуванням залежності вагових множників від глибини залягання газоносних пластів і від їх літологічних особливостей. В основу корисної моделі поставлено задачу визначити залежність вагових множників вказаного усереднення від глибини залягання газових колекторів і від літологічного типу колектора (вапняк, доломіт, пісковик). На основі теоретичного розгляду залежності пористостей за ГГК і за ННК від петрофізичних параметрів газових колекторів з урахуванням зв'язків між вказаними параметрами можна отримати наступні вирази для вагових множників  i 1  35 (5) 1  g  g  g , 2  g  1  g  g , (6) де позначено: s  g - допоміжний безрозмірний параметр; g  s   w g - водневий індекс газу;  g - густина газу; 40 45  s - густина твердої фази;  w - густина води. Згідно з формулою (6), вагові множники  i , які використовуються для визначення істинної пористості газонасичених пластів (формула (4)), залежать від густини компонентів газового колектора (тверда фаза, газ, вода) та водневого індексу газу. Вагові множники  i мають наступні властивості: - залежать від глибини залягання пласта (термобаричних умов) через зміну густини газу  g і водневого індексу газу g ; - залежать від літології (через густину твердої фази  s ); - не залежать від пористості і коефіцієнта газонасиченості породи; 2 UA 109946 U - не залежать від технічних і метрологічних характеристик конкретних приладів ГГК і ННК, а також від характеристик свердловини (діаметр, обсадка тощо). На фіг. 1 (ліва шкала, крива 1) приведена залежність водневого індексу газу g від глибини 5 залягання в інтервалі 0-7 км з урахуванням гідростатичного тиску і типового температурного градієнту. Видно, що для вуглеводневого газу параметр g , який визначається як парціальна концентрація водню в одиниці об'єму відносно води (w  1) , при великих глибинах наближається до значення 0,5, тобто водневий індекс газу стає порівнюваним з водневим індексом води. На фіг. 1 (крива 2, права шкала) при тих же умовах показана залежність густини газу  g від 10 15 глибини. Видно, що густина газу на великих глибинах значно більша, ніж при нормальних умовах. Вплив глибини залягання газових колекторів різних літотипів на вагові множники  i (див. формулу (6)), з урахуванням приведених на фіг. 1 залежностей для параметрів g і  g , показана на фіг. 2. Позначення на фіг. 2: 3 1 - вапняк, густина твердої фази s  2,71 г/см ; 3 2 - пісковик (кварц) s  2,65 г/см ; 3 20 25 30 35 40 45 50 55 3 - доломіт s  2,87 г/см . Із фіг. 2 видно, що ваговий множник 1 істотно зменшується з глибиною залягання (  2 відповідно збільшується) для всіх літотипів порід. Обидва параметри на великих глибинах асимптотично наближаються до значення 0,5, яке відповідає воді. При реалізації запропонованого способу виконують наступні дії. 1. Отримують каротажні діаграми радіоактивного каротажу - ГК, ННК, ГГК. 2. За даними каротажних діаграм виконують розбивку досліджуваного інтервалу розрізу на пласти. 3. Отримують попластові значення пористості за ННК і за ГГК і наносять їх на попластову діаграму пористості. 4. У водонасичених малоглинистих пластах значення пористостей за ННК і за ГГК співпадають (з точністю до похибок методів РК). При необхідності в пористість за ННК вносять поправку за глинистість. 5. У газоносних пластах діаграми пористостей за ННК і за ГГК є позірними і розходяться тим сильніше, чим більша істинна пористість і чим вищий коефіцієнт газонасиченості. 6. З урахуванням глибини залягання порід і апріорних відомостей про літологію пластів, згідно з фіг. 2 (або за розрахунковим виразом (6)) вибирають конкретні значення вагових множників  i . 7. Використовуючи отримані значення вагових множників  i , згідно із виразом (4) визначають істинну пористість газоносних пластів-колекторів і наносять їх на діаграму пористості. Конкретна реалізація запропонованого способу продемонстрована на фіг. 3 на прикладі вимірювань комплексом радіоактивного каротажу в обсадженій газовій свердловині в інтервалі 3 глибин 1020-1085 м (теригенні породи, середня густина скелету s  2,65 г/см ). Позначення на фіг. 3: 1 - діаграма гамма-каротажу (ГК); 2 - діаграма нейтрон-нейтронного каротажу (ННК); 3 - діаграма гамма-гамма каротажу (ГГК); 4 - попластова пористість за ННК; 5 - попластова пористість за ГГК; 6 - попластова істинна пористість за комплексом РК. Горизонтальними лініями позначена розбивка пластів. Із фіг. 3 видно, що істинна пористість газоносних колекторів близька до 20 % (як і водоносних). Наявність газу в потужних газоносних пластах підтверджена перфорацією стальної колони в обсадженій свердловині. Технічним результатом корисної моделі є підвищення достовірності і точності визначення істинної пористості газоносних пластів-колекторів комплексом радіоактивного каротажу, в т. ч. через обсадку на великих глибинах (до 7-8 км), шляхом встановлення конкретної залежності 3 UA 109946 U 5 вагових множників середнього арифметичного зваженого значення пористостей за ГГК і за ННК від глибини залягання і літотипу газоносних колекторів. Отриманий результат визначення пористості має чіткий фізичний сенс, зручний для вживання і ефективний при використанні. Джерела інформації: 1. Патент UA 106560 С2; 10.09.2014. 2. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: справочник / [под ред. В.М. Добрынина]. - М.: Недра, 1988. - 476 с. 3. Patent US 3453433; 01.07.1969. 4. Patent US 5684299; 04.11.1997. 10 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 15 20 1. Спосіб визначення пористості газових колекторів комплексом радіоактивного каротажу, який полягає в визначенні позірної пористості газових колекторів за гамма-гамма каротажем (ГГК), визначенні позірної пористості газових колекторів за нейтрон-нейтронним каротажем (ННК), визначенні істинної пористості у вигляді середнього арифметичного зваженого значення вказаних позірних пористостей з ваговими множниками, сума яких дорівнює одиниці, який відрізняється тим, що вагові множники середнього арифметичного зваженого визначають з урахуванням глибини залягання газових колекторів. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що при визначенні істинної пористості газових колекторів за комплексом ГГК і ННК вагові множники середнього арифметичного зваженого визначають з урахуванням літотипу колектора. 4 UA 109946 U 5 UA 109946 U Комп’ютерна верстка Т. Вахричева Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут інтелектуальної власності", вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 6