Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРИСТЫХ ГОРНЫХ ПОРОД
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРИСТЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРИСТЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтяной геологии для выявления оптимальных зон расположения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин с помощью геофизических методов исследования этих скважин. Сущность изобретения: состоит в бурении скважин, определении в них пористости, радиоактивности и коэффициента собственной поляризации исследуемых пород, а абсолютную газопроницаемость пористых горных пород определяют по соотношению, связывающему указанные параметры.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2092878
Класс(ы) патента: G01V9/00, G01V11/00
Номер заявки: 96122433/25
Дата подачи заявки: 28.11.1996
Дата публикации: 10.10.1997
Заявитель(и): Славкин Владимир Семенович; Френкель Сергей Михайлович; Страхов Павел Николаевич
Автор(ы): Славкин Владимир Семенович; Френкель Сергей Михайлович; Страхов Павел Николаевич
Патентообладатель(и): Славкин Владимир Семенович; Френкель Сергей Михайлович; Страхов Павел Николаевич
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для выявления оптимальных зон расположения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в пластах, насыщенных нефтью или газом, с помощью геофизических исследований этих скважин.
Известен способ определения водопроводимости горных пород, в котором отбирают пробы воды, анализируют их, измеряют величину отношения 234U/238U= γ и, используя эту величину, определяют водопроводимость (проницаемость) горных пород по соотношению, связывающему указанные параметры (1).
Недостатками этого способа являются то, что для его реализации необходим отбор проб флюида и их анализ, что требует больших затрат средств и времени, а также неоднозначность выводов о флюидопроницаемости в отношении нефти и газа в связи с различиями в физических характеристиках воды и этих флюидов.
Известен также способ выделения фильтрационных мощностей (проницаемости) во флюидонасыщенном разрезе, основанный на методике "Каротаж воздействие - каротаж", в котором между каротажами расширяют ствол скважины на величину, превышающую зону первичной кольматации, а фильтрационные (проницаемые) мощности выделяют по изменениям физических параметров пластов, сопоставляя данные двух каротажей до и после повторного бурения [2]
Недостатком этого способа является то, что необходимо проводить повторное бурение и повторный каротаж, что приводит к удорожанию работ и к тому же выполняется только по одной скважине.
Наиболее близким к изобретению является способ определения коэффициента абсолютной газопроницаемости (Kпр) пористых горных пород, включающий определение по керну пористости, удельной поверхности пористого пространства, а также типа цемента пористых пород, форму пор, их извилистость и характер сообщаемости между порами. Последние параметры условно объединяются понятием "литологический коэффициент" ( m ), с последующим вычислением коэффициента абсолютной-газопроницаемости по соотношению

где
Kпр коэффициент абсолютной газопроницаемости;
m коэффициент пористости, доли единицы;
s удельная поверхность пористого пространства;
μ литологический коэффициент.
Недостатком этого способа является необходимость извлечения большого количества керна, приуроченного к изучаемому пласту пористых пород, что значительно замедляет и удорожает исследования.
Основным же недостатком способа является то, что даже имея достаточно представительные образцы керна весьма затруднительно определить удельную поверхность пористого пространства, а "диетологический коэффициент" m определяется с такой низкой точностью, что последующее определение коэффициента абсолютной газопроницаемости имеет очень большой разброс по величинам при исследовании нескольких образцов керна, что практически не позволяет решить поставленную задачу.
Основным технических эффектом от применения данного изобретения является возможность решения поставленной задачи только геофизическими методами без извлечения керна, причем с достаточной для практических целей точностью. Это достигается применением для обработки информации эффективного и оригинального математического аппарата.
Указанный технический эффект достигается тем, что в способе определения коэффициента абсолютной газопроницаемости пористых пород земной коры, включающем бурение скважин, определение коэффициента пористости горных пород и суждение по полученным данным о коэффициенте абсолютной газопроницаемости исследуемого объекта, дополнительно в скважинах измеряют коэффициент собственной поляризации и естественную радиоактивность изучаемых пористых горных пород, по которой рассчитывают радиоактивность, обусловленную калиевыми полевыми шпатами, а коэффициент абсолютной газопроницаемости определяют по соотношению:

где:
Kпр коэффициент абсолютной газопроницаемости;
m пористость;
αпс коэффициент собственной поляризации;
ΔIпш радиоактивность калиевых полевых шпатов.

ΔI естественная радиоактивность.
Изобретение основано на следующих геологических и математических факторах.
Известно, что коэффициент абсолютной газопроницаемости можно определить по соотношению (1). Однако, как уже отмечалось выше, точность определения коэффициента абсолютной газопроницаемости этим способом очень низка из-за малой точности определения входящих в соотношение параметров. Однако авторам удалось установить своими исследованиями, что вместо входящих в соотношение по отдельности удельной поверхности порового пространства и условного литологического коэффициента можно использовать некую интегральную характеристику порового пространства породы, определяющую характер соотношения емкостных и фильтрационных свойств пористых пород, именуемую в дальнейшем показатель структуры порового пространства (Ps) и определяемую соотношением:

Тогда соотношение (1) можно представить в следующем виде:

откуда следует, что

Удалось установить, что натуральный логарифм показателя структуры порового пространства (Ps) можно представить в виде двух составляющих, первая из которых (A) хорошо коррелируется с радиоактивностью, определенной калиевыми полевыми шпатами в породе ( ΔIпш ), а вторая (B) с коэффициентом собственной поляризации ( αпс ):
Ln(Ps)=A+B (7)
Первая составляющая (A) имеет вид:
A = 43,0631ΔIпш - 14,4994, (8)
а вторая (B):
B = - 17,385·αпс+12,4607 (9)
Из формул 7, 8 и 9 следует:

Тогда:

Коэффициент корреляции полученного соотношения составляет величину 0.91, что вполне достаточно для практического его использования.
Для определения коэффициента абсолютной газопроницаемости достаточно подставить в соотношение (5) полученные по соотношению (11) значения Ps и задача будет решена.
Способ реализуют следующим образом. В пробуренных через исследуемый интервал пористых пород в скважинах измеряют геофизическими методами их пористость, коэффициент собственной поляризации и общую гаммаактивность. Затем, используя приведенные выше соотношения, определяют параметр Ps и по соотношению (5) определяют абсолютную газопроницаемость горных пород.
Способ проверен на 10 скважинах Крапивинского месторождения, где были достаточно точно определены коэффициенты проницаемости, и показал высокую сходимость результатов, полученных данным способом и путем лабораторных исследований керна, а также гидродинамических испытаний скважин.
Эффективность способа состоит в ускорении и резком сокращении затрат на проводимые исследования.
Формула изобретения: Способ определения коэффициента абсолютной газопроницаемости пористых пород земной коры, включающий бурение скважин, определение коэффициента пористости горных пород и суждение по полученным данным о коэффициенте абсолютной газопроницаемости исследуемого объекта, отличающийся тем, что дополнительно в скважинах измеряют коэффициент собственной поляризации и естественную радиоактивность изучаемых пористых горных пород, по которой рассчитывают радиоактивность, обусловленную калиевыми полевыми шпатами, а коэффициент абсолютной газопроницаемости Kпр определяют по соотношению

где m пористость;
αпс - коэффициент собственной поляризации;
ΔIпш - радиоактивность калиевых полевых шпатов.