способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей

Формула изобретения

Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей, включающий вскрытие залежи бурением с последующим отбором флюида из скважины, измерение по ее стволу в процессе отбора флюида на разных режимах работы скважины температуры, давления и расхода и определение геотермического градиента, величин калориметрических эффектов смешения поинтервальных притоков с восходящим по стволу скважины потоком и фактического значения коэффициента Джоуля-Томпсона, отличающийся тем, что по значениям геотермического градиента, коэффициента Джоуля-Томпсона, поинтервальных расходов и соответствующих последним величин калориметрических эффектов смешения определяют эталонную термограмму для условий горизонтального течения флюида, сравнивают ее с фактической термограммой и по аномалиям фактических скачков температуры в местах притока от эталонных фиксируют наличие трещинных разломов, пересекающих ствол скважины, затем по знакам аномалий определяют направление фильтрации по трещинам разломов из области питания к стволу скважины, а по величине аномалий определяют глубины расположения областей питания и геометрическую форму трещин разломов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области исследования газонефтяных залежей и может быть использовано для распознавания внутреннего строения газонефтяных залежей и определения их характеристик.

Под термином внутреннее строение газонефтяных залежей принято понимать:

- для гранулярных залежей это совокупность проницаемых и непроницаемых пластов (пропластков), их пространственные, геометрические и фильтрационно-емкостные параметры, характер неоднородности;

- для массивных трещинных залежей это совокупность блоков непроницаемой (неразрушенной) породы и областей проницаемой (разуплотненной, разрушенной) породы, трещинных разломов, соединяющих эти области, их пространственные, геометрические и фильтрацонно-емкостные параметры, характер неоднородности.

Известен способ изучения внутреннего строения залежей путем проведения сейсмических исследований [Арешев Е. Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Н.Зао, Попов O. K. и др. Геология и нефтегазоносность фундамента зондского шельфа, Москва, Нефть и газ, 1997 год, стр. 54-56, 75, 201]. Сейсмическая разведка достаточно четко отбивает кровлю и подошву пластов, прослеживает их мощность, показывает расположение водо- и газонефтяных контактов и наличие неоднородностей в гранулярных коллекторах.

Однако в массивных трещинных залежах разница плотностей сплошных и нефтенасыщенных пород не превышает 3%, поэтому известный способ позволяет отбивать лишь кровлю залежи, а внутри ее, хотя и выявляет некоторые области, точно связать их с областями разуплотнений или с зонами повышенной трещиноватости невозможно.

Также известны способы геофизических исследований стенок скважины, по которым в гранулярных коллекторах расчленяются продуктивные и непродуктивные пласты и определяются их фильтрационно-емкостные свойства [Арешев Е.Г., Гаврилов В. П., Донг Ч.Л., Н.Зао, Попов O.K. и др. Геология и нефтегазоносность фундамента зондского шельфа, Москва, Нефть и газ, 1997 год, стр.218-250] . В России и за рубежом для сложных гранулярных коллекторов осадочного комплекса и карбонатных разрезов применяются различные программы обработки ГИС. Это программы типа GLOBAL, FACIOLOG, CYBERLOG и др. Но они требуют или предварительной стратификации разреза (GLOBAL), или разделения разреза по фациальным признакам (FACIOLOG), что делает их непригодными для изучения массивных трещинных залежей.

Указанные способы позволяют определять параметры околоскважинной зоны лишь в пределах нескольких сантиметров только в осадочных (гранулярных) коллекторах и не обеспечивают выявление и определение параметров трещинных коллекторов с крупными разломами большой протяженности и большими кавернами. С другой стороны, данные по скважинам, полученные в результате применения ГИС, характеризуют в масштабе залежи лишь места их точечных участков. Для пластовых гранулярных залежей такая информация по точечным участкам позволяет успешно применять различные методы интерполяции между скважинами и достаточно точно определить строение пласта. Но в массивных трещинных залежах, где в соседних скважинах интервалы притока в одном и том же пласте могут отличаться по высоте до 1000 метров, известные методы интерполяции между скважинами становятся неприемлемыми, что существенно затрудняет использование данных ГИС при изучении внутреннего строения залежей в таких случаях.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ термогидродинамических исследований, включающий измерение по стволу работающей скважины температуры, давления и поинтервального расхода, определение геотермического градиента, фактического значения коэффициента Джоуля-Томпсона, а также величин калориметрических эффектов смешения поинтервальных притоков с восходящим по стволу скважины потоком [Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта, Москва, Недра, 1965 год, стр. 184- 187]. По этим данным в соответствие с известным способом строят эталонный профиль температуры путем расчета скачков температуры в выявленных точках притока для условий горизонтального течения флюида. Расчетный температурный профиль и замеренный по стволу скважины в гранулярных коллекторах при плоскорадиальной горизонтальной фильтрации, как правило, с промысловой точностью 10-15% совпадают. Тем самым подтверждается, что фактически в этих условиях фильтрация флюида идет по горизонтальному пласту с соответствующими геотермическому градиенту температурами и стандартными величинами коэффициента Джоуля-Томпсона. Также, по различным видам исследования (барометрия, термометрия и расходометрия) однозначно выявляются проницаемые (работающие) и непроницаемые (неработающие) пласты, их работающие мощности, наличие неоднородностей и другие параметры внутреннего строения гранулярных залежей.

Однако известный способ применительно к массивным трещинным залежам не обеспечивает исследования их внутреннего строения и не позволяет выявить трещинные разломы и определить их параметры, так как в указанных залежах расчетные и замеренные температурные профили не совпадают и их различие выходит за пределы допустимой промысловой погрешности. То есть способ интерпретации термогидродинамических исследований пригоден лишь для гранулярных коллекторов.

Задачей изобретения является создание способа исследования внутреннего строения газонефтяных залежей, обеспечивающего распознавание трещинных залежей и обнаружение трещинных разломов с одновременным получением информации о направлении фильтрации по трещинам разломов из области питания к стволу скважины, определение геометрической формы этих трещин разломов и глубин расположения областей питания.

Поставленная задача достигается тем, что в способе исследования внутреннего строения газонефтяных залежей, включающем вскрытие залежи бурением с последующим отбором флюида из скважины, измерение по ее стволу в процессе отбора флюида на разных режимах работы скважины температуры, давления и расхода, определение геотермического градиента, величин калориметрических эффектов смешения поинтервальных притоков с восходящим по стволу скважины потоком и фактического коэффициента Джоуля-Томпсона, согласно изобретению, по значениям геотермического градиента, коэффициента Джоуля-Томпсона, поинтервальных расходов и соответствующих последним величин калориметрических эффектов смешения определяют эталонную термограмму для условий горизонтального течения флюида, сравнивают ее с фактической термограммой и по аномалиям фактических скачков температуры в местах притока от эталонных фиксируют наличие трещинных разломов, пересекающих ствол скважины, затем по знакам аномалий определяют направление фильтрации по трещинам разломов из области питания к стволу скважины, а по величине аномалий определяют глубины расположения областей питания и геометрическую форму трещин разломов.

Сущность способа поясняется чертежами, где приведены основные случаи течения флюидов по трещинам разломов в скважину.

На фиг.1 приведен случай притока в скважину по трещине разлома при фильтрации нефти по направлению снизу-вверх и соответствующие этому случаю фактические и эталонные термограммы.

На фиг. 2 приведен случай притока в скважину также только по одной трещине разлома при фильтрации нефти по направлению сверху-вниз и соответствующая этому случаю фактические и эталонные термограммы.

На фиг.3 приведен случай притока в скважину снизу-вверх по трещине разлома сложной геометрической формы и соответствующие этому случаю фактические и эталонные термограммы.

На фиг.4 приведен случай притока в скважину сверху-вниз по трещине разлома такой же сложной геометрической формы и соответствующие этому случаю фактические и эталонные термограммы.

На практике в массивных трещинных залежах с мощностью до 2.0 км могут иметь место различные промежуточные варианты в самых различных сочетаниях (на чертежах приведены крайние варианты).

Способ осуществляют следующим образом.

После вскрытия нефтяной залежи бурением ее пускают в работу с отбором нефти. Приступают к проведению обязательного комплекса термогидродинамических исследований, куда входит и так называемый эксплуатационный каротаж. При эксплуатационном каротаже замеряют по стволу скважины в процессе отбора нефти на разных режимах работы скважины температуру, давление и/или расход. По результатам этих исследований определяют величины расходов нефти в точках притоков, баро- и термограммы. Также определяется величина геотермического градиента [^oC/м], величины калориметрических эффектов смешения поинтервальных притоков с восходящим по стволу скважины потоком и фактическое значение коэффициента Джоуля-Томпсона.

Затем приступают к анализу полученных фактических термограмм. Установлено, что информация из такого анализа о наличии трещинных разломов, направлении фильтрации по трещинам разломов из области питания к стволу скважины, глубинах расположения областей питания и геометрической форме трещин разломов может быть получена при исследовании скважины на 3-4 режимах ее работы с получением соответствующих термограмм.

Ниже приведен алгоритм интерпретации полученных термограмм.

Первый шаг анализа фактических и эталонных термограмм.

По полученным в результате исследований значениям геотермического градиента, коэффициента Джоуля-Томпсона, поинтервальных (или суммарного) расходов и соответствующих последним величин калориметрических эффектов смешения определяют эталонную термограмму, которая должна быть при горизонтальном течении нефти. Методом совмещения эталонную термограмму сравнивают с фактической. И если на фактической термограмме установлены аномалии скачков температуры в местах притока от эталонных, то по этому признаку фиксируют наличие трещинных разломов, пересекающих ствол скважины (фиг. 1-4). В этом случае можно уверенно считать, что ствол скважины пересек сильно наклоненный трещинный разлом или разломы, по которым происходит приток нефти к скважине. То есть при первом шаге анализа можно достоверно определить тип коллектора - однородный гранулярный (при совпадении эталонных и фактических термограмм) или неоднородный трещинный с наличием крупных трещин разломов (при различии эталонных и фактических термограмм).

При втором шаге анализа фактических и эталонных термограмм определяют направление фильтрации нефти к стволу скважины по обнаруженным трещинам разломов. При замерах температуры вдоль ствола работающей скважины в месте притока нефти может быть получен или положительный (фиг. 1) или отрицательный (фиг.2) скачок температуры. Причем на (фиг.1-4) представлены случаи поступления нефти в скважину только по одному трещинному разлому, хотя в действительности же точек притока может быть обнаружено гораздо больше. Необходимо отметить, что выше каждой точки притока нефть поднимается вверх по стволу скважины, охлаждаясь по мере движения за счет более холодных стенок скважины, а затем этот поток смешивается с новым притоком из скважины и так далее. При положительном скачке температуры (фиг. 1) неравенство t_факт > t_расч может быть только по одной причине - в точке притока появилась более горячая нефть с температурой, превышающей температуру, обусловленную имеющимся коэффициентом Джоуля-Томпсона, то есть с более глубоких отметок залежи. Следовательно, делается однозначный вывод о притоке нефти к скважине по трещине разлома снизу-вверх. Дополнительным подтверждением этому является рост величин положительных скачков температуры с увеличением отбора нефти из скважины (фиг. 1). При отрицательном скачке температуры (фиг. 2) неравенство t_факт < t_расч может быть только по одной причине - в точке притока появилась более холодная нефть с температурой, отличающейся от температуры, обусловленной имеющимся коэффициентом Джоуля-Томпсона, то есть с более высоких отметок залежи. Следовательно, делается однозначный вывод о притоке нефти к скважине по трещине разлома сверху-вниз. Таким же дополнительным подтверждением этому является рост величин отрицательных скачков температуры с увеличением отбора нефти из скважины (фиг. 2).

Третий шаг анализа фактических и эталонных термограмм заключается в определении глубин расположения областей питания.

Определяют величины полученных аномалий:

= t_факт-t_расч, (1)

где для притока - 1 (самого нижнего):

t_расч = _фактP_факт, (2)

а для притока - 2 и остальных (при счете снизу-вверх):



здесь _факт - фактический коэффициент Джоуля-Томпсона, определяемый по результатам термогидродинамических исследований;

P_факт - депрессия при данном исследовании;

t_расч - расчетный (эталонный) скачок температуры в точках притока;

Q_n - дебит очередной точки притока;

t_{восх.потока} - приращение температуры восходящего потока;

Q - сумма дебитов (снизу-вверх до рассчитываемой точки притока).

И далее по величинам аномалий для каждой точки притока из соотношений (4) и (5) определяют глубину расположения области питания:





где T_k, T_o, T_m - температура породы на высоте притока, температура флюида в области питания, температура флюида, поступающего из микротрещин в стенках трещины;

Q_k и Q_o - расход флюида в точке притока и в области питания;

c_k, c_o, c_m - теплоемкость породы на высоте притока, теплоемкость флюида в области питания, теплоемкость флюида, поступающего из микротрещин;

удельный приток флюидов из стенок трещины;

удельный поток тепла на стенках трещины;

H - разность высот точки притока и области питания;

(x) - угол наклона трещины в точке x;

l - длина трещины.

В этих соотношениях удельный поток тепла зависит от геометрии трещины, ее шероховатости, температуры нефти и стенок трещины, тепловых свойств, расхода. Поэтому на практике решение находят только численными методами с использованием электронной вычислительной техники. Для сужения области возможных решений при необходимости можно использовать общеизвестные уравнения течения флюидов в щелях и поровых средах.

Четвертый шаг анализа фактических и эталонных термограмм проводится для уточнения геометрии трещинных разломов и выявления случая резкого изгиба проводящих путей (фиг. 3 и 4).

Например, два трещинных разлома пересеклись в зоне A, которая может быть выше (фиг. 3), или ниже (фиг. 4) точки притока в скважину. Соответственно и область питания при этом может быть или ниже (фиг. 3) или выше (фиг. 4) точки притока. В этом случае скачки температуры не выше эталонных (фиг. 1), как должны быть в случае прямолинейных трещин разломов, а ниже (фиг. 3). Или наоборот скачки температуры не ниже эталонных (фиг. 2), как в случае прямолинейных трещин разломов, а выше (фиг. 4). По этому признаку, то есть по характеру изменений температурных аномалий в термограммах при разных режимах работы скважины, определяют геометрическую форму трещинного разлома и на основе соотношений (4) и (5) уточняют глубину расположения области питания.

Способ реализован на месторождении Юго-Восточной Азии, где на шельфе Южно-Китайского моря было открыто крупное нефтяное месторождение (Белый Тигр) в трещинных кристаллических гранитах (фундаменте). Этот способ был применен на 6 скважинах, где кристаллический фундамент был вскрыт бурением на глубину до 2000 метров от кровли. Эксплуатационная колонна спускалась до кровли фундамента, а в самом фундаменте ствол скважины оставался открытым. После пуска этих скважин в эксплуатацию был выполнен комплекс термогидродинамических исследований, включающий эксплуатационный каротаж (то есть замеры по стволу работающей скважины по всему вскрытому интервалу фундамента температуры, давления и/или расхода). По всем этим скважинам по термограммам были четко и однозначно установлены нижние границы притоков и по неработающим зумпфам со стационарным тепловым полем были определены геотермические градиенты окружающего каждую скважину пространства. Для выявленных точек притока были рассчитаны эталонные термограммы. После анализа различий между эталонными и фактическими термограммами было выявлено направление фильтрации нефти по каждой трещине разлома, определена геометрическая форма трещин разломов, расположение областей питания. Так, длина трещин колебалась от 40 до 620 метров, а границы областей питания (то есть областей раздробленной проницаемой породы) находились на расстоянии от оси скважины до 300 метров.

На фиг. 5 приведены фактические термограммы на трех режимах работы и фрагменты 3-эталонных термограмм по одной из скважин месторождения Белый Тигр (в силу конфиденциальности промысловых данных фиг. 5 выполнена достаточно условно - то есть не указаны глубины притоков и абсолютные значения температур поступающей в скважину нефти). В таблице приведены результаты эксплуатационного каротажа и результаты расчетов. Геотермический градиент по результатам фактических термограмм - 0.03^oC/м. Фактический коэффициент Джоуля-Томпсона по результатам термогидродинамических исследований - 0.4^oC/МПа. По величинам фактических скачков температуры на разных режимах работы скважины, значительно превышающих эталонные, видно, что скважина пересекла два трещинных разлома, а знак приращений указывает на направление движения нефти из области питания к стволу скважины. Следовательно, приток 1 поступает снизу-вверх, а приток 2 поступает сверху-вниз. Поскольку величины приращений аномалий на разных режимах работы увеличиваются с увеличением отборов, то геометрическая форма этих трещин - прямолинейные разломы, в конце которых располагаются области питания. Средние расстояния от точек притока до областей питания:

- 237 м ниже точки притока 1 и

- 125 м выше точки притока 2.