Автoры: Маcагутoв Рим Хакимoвич, Стрелкoв Вячеcлав Иванoвич, Терехoв Олег Виктoрoвич, Шувалoв Анатoлий Ваcильевич
Изoбретение отноcитcя к cпоcобам количеcтвенной оценки плаcта и может найти применение при cкважинной диагноcтике. Сущноcть: фикcируют множеcтва данных амплитудных и временных характериcтик отраженных cигналов, зарегиcтрированных при круговом измерении параметров азимута в процессе равномерного перемещения скважинного прибора по глубине. Принимая по временному каналу записи отраженных импульсов, рассчитывают коэффициенты трещинной пористости, каверной пористости, рассеянной глинистости. Путем визуализации по временному каналу записи определяют параметры трещины гидроразрыва пласта, а именно: длину, раскрытость и конфигурацию. Сравнивая полученное визуализированное изображение трещины с заданными параметрами скважинного датчика привязки начала развертки изображения к северному меридиану, определяют направление распространения трещины гидроразрыва. Технический результат: расширение функциональных возможностей. 3 ил.
Оценка исследуемых нефтяных пластов известными в геофизике методами определяется по параметрам коэффициентов трещинной и каверной пористости и глинистости исследуемого пласта и является проблемой для инженеров-нефтяников. Это обусловлено неверной (искаженной) характеристикой месторождений нефти и газа в части подсчета запасов, особенно если они представлены карбонатными горными породами или высокосцементированными песчаниками.
Подсчет указанных выше показателей пласта осуществляется, как правило, на основе анализа образцов керна (патент РФ
2330311, G01V 1/28, 2003). Однако керновый анализ не дает объективных результатов, поскольку не охватывает всего пласта, в котором могли сохраняться микротрещины и создавались дополнительные трещины, вызываемые перепадом давления либо возникающие при подъеме керна на дневную поверхность и другими причинами.
Коэффициенты трещинной и каверной пористости определяются и по данным геофизических исследований как их сумма в понятии вторичной пористости либо как составная часть общей пористости (Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и д.р. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. М., Недра, 1977 г.). Получаемые при этом результаты оценки коэффициентов трещинной и каверной пористости не обеспечивают необходимой точности, поскольку не охватывают всего пласта, в котором могли сохраняться микротрещины и создавались дополнительные трещины, вызываемые перепадами давления.
Оценка коэффициента глинистости по результатам геофизических исследований недостаточно точная, поскольку не учитывает наличие в горных породах глинистых минералов в виде рассеянного и/или тонкослоистого их включения, измеряемого миллиметрами.
При этом в силу ряда причин (несовершенства методик обработки, ограниченности самих методов геофизики, разноплановости влияния системы вторичной пористости и др.) показатели коэффициентов пористости, получаемые как на основе анализа образцов керна, так и на основе геофизических исследований, позволяют оценить только качественный уровень исследуемых пластов, но не количественные подсчеты.
В настоящее время широко используется акустический метод исследования горных пород (пласта), основанный на исследовании параметров отраженных волн (Дзебань И.П. Акустический метод выделения коллекторов с вторичной пористостью. - М. Недра, 1981).
Известный метод в совокупности с данными других видов геофизического каротажа позволяет определять коэффициенты трещинной и каверной пористости. Известный метод основан на применении широкополосного низкочастотного акустического каротажа.
Однако влияние кавернозной составляющей пористости на акустический каротаж в его низкочастотной модификации невелико, поскольку не учитываются каверны, длина которых меньше длины волны излучаемого импульса, также не учитывается влияние глинистости пород, влияние расцентровки скважинного прибора в процессе спуске-подъемных операций, не учитывается скелет горной породы, что в совокупности с несовершенством программного обеспечения не даст количественной оценки параметров исследуемого пласта
В работе («Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин». Моисеев В.Н. - М.: Недра, 1990 с. 122-123) приведено описание скважинного акустического телевизора - CAT, реализующего способ акустического сканирования стенок скважины круговой системой обзора, связывающий между собой скорость перемещения скважинного прибора, скорость вращения акустического преобразователя и его направленность.
К недостаткам этого устройства относится несовершенство аппаратуры, которая не обеспечивает обработку и преобразование высокочастотных импульсов в большом массиве данных исследований в скважине. Отсутствие временного канала записи информации не дает возможности измерения времени прихода отраженного ультразвукового импульса и, соответственно, не обеспечивает количественного определения скорости ультразвука в промывочной жидкости для количественного прогноза параметров исследуемого пласта.
Широкое развитие и внедрение цифровой техники, а также совершенствование на ее базе известной техники и разработка новой аппаратуры акустического видеокаротажа, разработка специального программного обеспечения позволили существенно расширить возможности исследования стенок скважины методом отраженных волн и обеспечили возможность количественной оценки вычисляемых коэффициентов трещинной и каверной пористости, а также - коэффициентов глинистости пласта.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа получения количественных параметров пласта с учетом параметров трещины гидроразрыва, а также оценки коэффициента глинистости вскрытых скважиной горных пород вне зависимости от ее распределения внутри пласта
Поставленная задача решается следующим образом.
По способу получения количественных параметров пласта методом отраженных волн, включающему операции возбуждения высокочастотных упругих колебаний продольных волн в различных контролируемых направлениях, измерение скоростей их распространения и динамических характеристик с многокомпонентной регистрацией отраженных сигналов, согласно изобретению
- фиксируют множества данных амплитудных и временных характеристик высокочастотных акустических волн, являющихся следствием их отражения и преломления на внутренней поверхности стенок скважины и зарегистрированных при большом количестве азимутов в процессе равномерного перемещения скважинного прибора по глубине,
- определяют коэффициент трещинной пористости Kt, вычисляемый по формуле
Kt=St/Sп,
где St - сумма всех площадей развертки трещинных участков пласта, визуализируемых по временному каналу записи как участки с полностью затухшим визуализируемая по временному каналу записи; определяют коэффициент каверной пористости Kk, вычисляемый по формуле Kk=Sk/ Sп, где Sk - сумма всех площадей кавернозных участков пласта, визуализируемая по временному каналу записи как участки с полностью затухшим ультразвуковым сигналом, и Sr - общая площадь развертки этого же пласта, визуализируемая по временному каналу записи;
определяют коэффициент рассеянной глинистости Кr, вычисляемый по формуле Кr=(So-Sz)/Sп, где So - сумма всех площадей развертки участков пласта, ослабляющих амплитуду ультразвукового пучка, визуализируемых по временному каналу записи, Sz - сумма всех площадей развертки участков пласта с затухшей амплитудой ультразвукового пучка, визуализируемых по временному каналу записи, и Sп - общая площадь развертки этого же пласта, визуализируемая по временному каналу записи; а путем расчета визуализированной трещины по временному каналу записи в данном пласте определяют длину (раскрытость) и конфигурацию трещины гидроразрыва, а путем сравнения ее визуализированного изображения с заданными параметрами скважинного датчика привязки начала развертки изображения к северному меридиану определяют направление распространения трещины гидроразрыва. При этом определение указанных параметров производят в любой последовательности и комбинации. При этом определение коэффициентов Kt, Kk, Кr и параметров трещины гидроразрыва производят в любой последовательности и комбинации.
Предложенный способ получения количественных параметров пласта методом отраженных волн (в отличие от известных) позволяет вычислить:
- коэффициент трещинной пористости пласта, а также коэффициент каверной пористости пласта, обеспечивающие в совокупности с предварительными данными других видов геофизических исследований скважин количественную оценку месторождения нефти/газа;
- коэффициент рассеянной глинистости исследуемого пласта и параметры трещины гидроразрыва пласта, обеспечивающие путем программно-методической обработки и корректировки полученных параметров выбраковку из них данных, являющихся следствием неконтролируемого разрыва части горной породы/пласта, что повышает достоверность конечного результата.
В совокупности анализ полученных предложенным способом параметров исследуемого пласта позволяет
- выявить интервалы вторичной пористости в плотных (карбонатных) породах с высокой степенью разрешения,
- оценить тип коллектора в условиях его естественного залегания (порово-трещинный, трещинно-кавернозный и др.),
- количественно определить коэффициент вторичной пористости, в том числе и в интервале низкой пористости (до 10%),
- количественно определить микронеоднородности породы (каверны, их структурно-текстурные особенности, макротрещины и их раскрытость, линзовидные образования и т.п.);
- количественно оценить элементы залегания горных пород с привязкой к магнитному полюсу Земли
Ни один из известных в настоящее время способов оценки параметров горной породы (пласта), основанных на методе отраженных волн, не обеспечивает получения вышеупомянутых количественных параметров исследуемых пластов.
На практике раздельная оценка каждого из указанных выше параметров реализуется посредством геофизической аппаратуры, представляющей собой скважинные высокочастотные акустические приборы (сканеры, телевизоры) с частотой ультразвуковых излучений 500 кГц и более.
На фиг.1 показан вариант установки (скважинный акустический телевизор) для реализации предложенного способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн.
На фиг.3 представлен вариант алгоритма проведения операций сбора, обработки и количественного прогнозирования пласта предложенным способом посредством скважинного акустического телевизора на фиг.1.
Акустический прибор 1 содержит пьезоэлектрический преобразователь 5, размещенный в цилиндрическом корпусе акустического прибора 1 в области акустически прозрачного окна 6, механизм вращения 7 пьезоэлектрического преобразователя 5 и блок электроники 8. Акустический прибор 1 снабжен центраторами 9, ориентирующими последний в процессе спуске - подъемных операций по оси ствола скважины.
Наземная панель 3 служит для обеспечения питания скважинного акустического прибора 1 и поддержания последнего в стабильном рабочем состоянии в течение всего времени проведения исследований.
Компьютезированная система регистрации и обработки данных 4 обеспечивает настройку, визуализацию и контроль полученных данных, а также первичную обработку и корректировку результатов исследования.
На практике предложенный способ получения количественных параметров пласта методом отраженных волн реализуется следующим образом.
Акустический прибор 1 на каротажном кабеле 2 равномерно спускают по стволу исследуемой скважины. Пьезоэлектрический излучатель 5, вращающийся посредством механизма вращения 7 вокруг оси акустического прибора 1, генерирует через акустически прозрачное окно 6 импульсы высокой частоты (500 кГц и более). При этом пьезоэлектрический излучатель 5 одновременно является и приемником, фиксирующим возвращение каждого излученного импульса, отраженного от стенки скважины. Каждый излученный импульс, ударяя в стенку скважины, вызывает колебательный процесс (порядка 10 периодов) горной породы стенки скважины (минералов, ее слагающих). Блок электроники 8 акустического прибора 1 фиксирует соответствующие принимаемые отраженный импульс в виде короткого прямоугольного импульса - отраженного сигнала и затухающей синусоиды - колебательного процесса горной породы. При этом, при попадании излученного импульса в трещину, отраженный импульс либо затухает в ней, либо отражается по законам преломления луча и не попадает обратно в преобразователь 3. Соответственно, в импульсном канале записи зафиксируются случаи с нулевой амплитудой, а во временном канале - время возвращения излученного импульса, равное бесконечности.
В процессе равномерного спуска акустического прибора 1 по стволу скважины производится круговое сканирование стенок скважины в плоскости, перпендикулярной продольной оси скважины (фиг.2) по 256 точкам за один полный оборот пьезоэлектрического излучателя с вертикальной разрешающей способностью, зависящей от скорости перемещения акустического прибора (чем меньше скорость, тем выше разрешение). В результате чего сканирование исследуемого участка ствола скважины (пласта) производится по спиралеобразной траектории.
Параметры сканирования записывается блоком электроники 8 по двум каналам - амплитудному и временному. Амплитудный канал фиксирует ослабление принятого акустического сигнала по сравнению с излученным соответствующим сигналом в каждой точке пласта. Временной канал фиксирует соответствующие каждой принимаемой амплитуде время пробега излученного импульса от момента излучения до приема его отраженного сигнала.
Система регистрации и обработки данных 4 преобразует время пробега каждого излученного импульса в пройденное им расстояние с учетом скорости спуска акустического прибора 1 по стволу скважины.
При этом блок электроники 8 скважинного акустического прибора 1 обеспечивает привязку развертки получаемого изображения скважины по азимуту, что позволяет отследить расположение и направление распространения трещины при последующих периодах сканирования стенок скважины в процессе подъема скважинного акустического прибора 1.
Система регистрации и обработки данных 4 по алгоритму, представленному на фиг.3, осуществляет обработку поступающих из блока электроники 8 данных и автоматически вводит поправочные коэффициенты, учитывающие расцентровку перемещающегося по скважине акустического прибора. При этом, в соответствии с заданными граничными условиями, система регистрации и обработки данных 4 распознает образы, связанные с участками частичного поглощения акустической энергии, характеризующие глинистость пласта, а также участки полностью затухших акустических сигналов, и производит разделение всего массива на участки, связанные с имеющимися в горной породе (пласте) кавернами и участки, связанные с имеющимися в горной породе (пласте) трещинами и, сопоставляя их с данными предварительных геофизических исследований, отбраковывает данные, связанные с каверностъю ствола скважины, а не пласта.
Данные, рассчитанные предложенным способом получения количественных параметров пласта методом отраженных волн, на практике подтверждаются результатами, полученными другими геофизическими и промысловыми методами, повсеместно применяемыми на нефтяных и газовых скважинах при разработке месторождений (такими как кавернометрия, нейтронные геофизические методы, волновые акустические исследования). Именно на данных методах основаны определение коэффициентов общей и вторичной пористости горных пород, а также оценка глинистости пластов на месторождении.
Реализованный на практике посредством аппаратуры САТ-4М (О.В.Терехов, В.И.Стрелков. Экспериментальная оценка разрешающей способности аппаратуры САТ-4М. // НТВ «Каротажник». Тверь.: Изд. АИС.2008. вып.6(171) С.37-41), способ получения количественных параметров пласта методом отраженных волн позволил с достаточно высокой точностью идентифицировать щели и трещины шириной от 2 мм и отверстия обсадной колонны диаметром от 6 мм и более при условии заполнения скважины как пресной, так и соленой водой или глинистым раствором независимо от величины температуры (до 150°С) при плотности бурового раствора до 1.3 г/см3.
Таким образом, вычисленные предложенным способом получения количественных параметров пласта методом отраженных волн коэффициенты и их анализ позволяют оценить количественные данные исследуемого пласта, оценить геологическое строение вскрываемого скважиной разреза и спрогнозировать целесообразность и методы его дальнейшей эксплуатации, что кроме общей картины параметров пласта, как у прототипа, обеспечивает возможность фиксации микротрещин, а также обеспечивает контроль гидроразрыва пласта с получением данных о длине трещины, раскрытости, конфигурации и азимутальной направленности и дает количественную характеристику пласта.
Приведенный в описании вариант реализации предложенного способа получения количественных параметров нефтяного пласта методом отраженных волн раскрыт только для иллюстрации, поскольку изобретение может быть реализовано на практике любым иным эквивалентным образом, очевидным для специалиста в данной области техники, и все такие изменения считаются находящимися в рамках объема и сущности изобретения. Кроме того, не подразумевается ограничение приемов методики, показанной в настоящей заявке.
На практике варианты реализации предложенного способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн могут включать наборы различных комбинаций геофизических методов, позволяющих с учетом геолого-технических и технологических методов для конкретного месторождения получать указанные параметры коэффициентов пористости, трещинности и глинистости пласта наиболее точно с учетом установленных петрофизических связей.
Использование дополнительных геофизических методов необходимо для контроля точности настройки и выбора граничных условий при реализации способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн в диапазонах коллекторов, в которых другие геофизические методы не имеют преимущества.
