RU2485553C1 - Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки - Google Patents
Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485553C1 RU2485553C1 RU2011143172/28A RU2011143172A RU2485553C1 RU 2485553 C1 RU2485553 C1 RU 2485553C1 RU 2011143172/28 A RU2011143172/28 A RU 2011143172/28A RU 2011143172 A RU2011143172 A RU 2011143172A RU 2485553 C1 RU2485553 C1 RU 2485553C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fracture
- porosity
- porous
- βeff
- determined
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для изучения анизотропии и трещиноватости пород методами скважинной сейсморазведки. Заявленный способ включает предварительное выявление границ трещиноватых интервалов пород методами геофизического каротажа и последующий анализ параметров обменных волн, возникающих в среде на промежуточных акустических границах между источником излучения и приемником сейсмических волн. По результатам данного анализа интервалов производят оценку трещинной пористости коллекторов порово-трещинного или порово-кавернозно-трещинного типа по коэффициенту трещинной пористости Кпт. Техническим результатом изобретения является повышение информативности изучения строения околоскважинного пространства методами многолучевого трехкомпонентного НВСП с традиционными ненаправленными источниками излучения продольных волн.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно - к оценке площади нефтегазоносности залежей с трещинными коллекторами методами определения пористости.
Для решения задачи определения трещинной пористости привлекаются методы корреляционной зависимости между скоростями, частотами и амплитудами продольных сейсмических волн. Результат не всегда однозначен, поскольку упругие параметры среды находятся в сложной взаимосвязи с ее геологическими параметрами, что может привести к ошибочным выводам.
В настоящее время широко применяется метод оценки структуры порово-трещинного пространства на основе измеренных кинематических параметров разнополяризованных волн различных типов (обратная геофизическая задача). Метод заключается в интерпретации соотношений между микровключениями (порами, кавернами и трещинами) с учетом их ориентации в пространстве и характером заполнения по результатам математического моделирования трещинной пористости исследуемого коллектора. По результатам этой интерпретации производится оценка относительной плотности каждого из участвующих в решении микровключений и оценка абсолютной пористоти и плотности породы, содержащей эти микровключения (Кузнецов P.M., Жуков А.П., Шнеерсон М.Б. Введение в сейсмическую анизотропию: теория и практика. - Тверь, ООО «Издательство ГЕРС», 2006, с.119-135).
Известный метод обеспечивает прогноз пористости и проницаемости, а соответственно - и продуктивности изучаемого интервала. При этом данные о системе преимущественной трещиноватости обеспечивают выбор оптимального направления при горизонтальном бурении с целью повышения продуктивности коллекторов.
Однако известный метод является трудоемким. Для обеспечения достаточно точных расчетов требуется учет типа флюидов, заполняющих трещины. Если в залежи сочетаются различные типы коллекторов (например, межзерновой и трещинный), то подсчет производится отдельно для каждого типа и затем суммируется. При этом точность решения обратной задачи по данным ВСП ограничена отсутствием информации о геометрии включений, физических свойств их материала и характера взаимодействия включений между собой.
Наиболее близким аналогом предлагаемого изобретения является способ определения трещинной пористости пород (патент RU 2012021, 1994), в котором определение трещинной пористости выполняют по данным волнового акустического и гамма-гамма каротажа по результатам измерений при двух значениях плотности заполняющей скважину жидкости.
Этот способ не может быть использован при скважинной сейсморазведке, так как расстояния между источниками и приемниками в скважинной сейсморазведке на несколько порядков больше, чем в каротаже (в каротаже - доли метра, в скважинной сейсморазведке - тысячи метров), а частоты сигналов, соответственно, ниже. В результате разных масштабов измерений в скважинной сейсморазведке свойства жидкости, заполняющей скважину, не оказывают влияний на результат измерений. Кроме того, для реализации известного способа применяется трудоемкий процесс замены скважинной жидкости. На практике известный способ может быть использован лишь в небольших объемах для оценки пористости в отдельных интервалах в отдельных скважинах.
Задачей настоящего изобретения является повышение информативности и экспрессности анализа трещинной пористости пласта непосредственно по данным многолучевого НВСП.
Поставленная задача решается тем, что согласно Способу оценки трещинной пористости пород по данным скважинной сейсморазведки, заключающемуся в проведении в изучаемом разрезе скважины волнового акустического и плотностного гамма-гамма каротажа, выявлении на основе полученных данных интервала трещиноватых пород и вычислении коэффициента трещинной пористости выявленного интервала трещиноватых пород, согласно изобретению на основе полученных данных дополнительно проводят скважинную сейсморазведку, для чего в выявленном интервале ориентированной трещиноватости один из источников излучения сейсмических волн ориентируют в направлении, близком к азимутальному направлению трещиноватости, а другой источник излучения сейсмических волн ориентируют ортогонально направлению трещиноватости, затем по анализу изменения скоростей Vp, Vs от источников излучения сейсмических волн и их отношения Vs/Vp осуществляют выделение интервалов пористых коллекторов с применением выражения
βэф=3/ρ(3Vp2-4Vs2),
где βэф - эффективное значение коэффициента сжимаемости; ρ - плотность,
и производят оценку трещинной пористости коллекторов порово-трещинного или порово-кавернозно-трещинного типа по коэффициенту трещинной пористости Кпт, определяемому:
а) - при хаотичной трещиноватости - по формуле:
Кпт=(βэф-βм)/βт,
где βэф - эффективное значение коэффициента сжимаемости; βм - коэффициент сжимаемости пористой/порово-кавернозной матрицы, определяемый в нетрещиноватом интервале; βт - коэффициент сжимаемости трещин, определяемый на участке с известной трещинной пористостью по формуле:
βт=(βэф-βм)Кпт;
б) - при ориентированной трещиноватости - по формуле:
Кпк=a(σэф/σм-1)/2sin2φ,
где σэф=(0.5Vp2/Vs2-1)/(Vp2/Vs2-1) - эффективный коэффициент Пуассона, определяемый по данным источника излучения сейсмических волн, ориентированного ортогонально направлению трещиноватости; σм - коэффициент Пуассона пористой/порово-кавернозной матрицы, определяемый по данным источника излучения сейсмических волн, ориентированного в направлении, наиболее близком к азимутальному направлению трещиноватости; a - среднее значение отношения раскрытости трещин к их длине; φ - угол между направлением трещин и направлением распространения волны источника излучения сейсмических волн, использованного при определении σэф.
Как известно, одним из критериев трещиноватых коллекторов служит значительное понижение скорости Vp, определяемой по данным ВСП относительно вычисленной по среднему времени с использованием коэффициента пористости Кпт, определяемого по НГК или ГГК.
Поскольку каверны в связи с их низкой сжимаемостью существенно меньше влияют на скорости Vp и Vs, трещиноватые коллекторы даже при небольшой трещиноватости породы выделяются повышенными значениями сжимаемости βэф.
Предложенный способ существенно отличается от известных тем, что обеспечивает быструю оценку трещинной пористости по аналитическим выражениям с использованием преимущественно данных ВСП и не связан с необходимостью определения физических свойств материала коллекторов и характера взаимодействия включений между собой, а также с необходимостью замены скважинной жидкости.
На практике предложенный способ оценки трещинной пористости пород по данным скважинной сейсморазведки реализуется следующим образом.
В изучаемом разрезе пласта предварительно выполняют измерения в нетрещиноватом интервале и в интервале с известной трещинной пористостью породы. Эти измерения могут быть проведены любым известным способом промысловой геофизики (например, по данным волнового акустического и гамма-гамма каротажа, как у прототипа). При этом, при ориентированной трещиноватости породы, один из источников излучения сейсмических волн ориентируют в направлении, наиболее близком к азимутальному направлению трещиноватости породы, а другой источник излучения сейсмических волн ориентируют ортогонально направлению трещиноватости породы. В процессе анализа изменения скоростей продольных Vp и поперечных Vs волн, определяемых по данным многолучевого НВСП и изменения параметра отношения этих скоростей Vs/Vp, определяют эффективное значение коэффициента сжимаемости βэф с использованием выражения
по которому выявляют интервалы пористых коллекторов.
По понижению скоростей продольных Vp и поперечных Vs волн и их отношения Vs/Vp, а также по резкому повышению сжимаемости производят оценку трещинной пористости коллекторов и рассчитывают коэффициент трещинной пористости Кпт.
При хаотичной трещиноватости коэффициент трещинной пористости Кпт коллекторов порово-трещинного или порово-кавернозно-трещинного типа определяют по формуле:
где βм - коэффициент сжимаемости пористой/порово-кавернозной матрицы;
βт - коэффициент сжимаемости трещин.
Коэффициент сжимаемости пористой/порово-кавернозной матрицы βм определяют по коэффициенту сжимаемости βэф в нетрещиноватом интервале. Наличие каверновой составляющей пористости определяют по повышению скорости Vp, вычисленной по данным ВСП относительно скорости, вычисленной по среднему времени с использованием коэффициента пористости Кпт, определяемого по НГК или ГГК. Коэффициент сжимаемости трещин βт на участке с известной трещинной пористостью Кпт определяют по формуле: βт=(βэф-βм)/Кпт.
При ориентированной трещиноватости
- в выделенных трещиноватых интервалах определяют преобладающее направление субвертикальной трещиноватости. По данным НВСП от источника излучения сейсмических волн, ориентированного в направлении, близком к азимутальному направлению трещиноватости, определяют скорости продольной волны Vp и быстрой поперечной волны Vs||. С использованием полученных значений указанных скоростей и значения плотности ρ (по данным плотностного каротажа) по выражению (1) и выражению (3)
рассчитывают эффективное значение коэффициента сжимаемости βэф и коэффициента Пуассона σэф.
Поскольку в выбранной системе наблюдений скорости Vp и Vs|| практически не зависят от трещиноватости породы, определенные коэффициент эффективной сжимаемости βэф и коэффициент Пуассона σэф соответствуют значениям пористой/пористо-кавернозной матрицы βм и σм.
Аналогичным образом определяют эффективное значение коэффициента сжимаемости βэф и коэффициента Пуассона σэф по данным НВСП от источника излучения сейсмических волн, ориентированного в направлении, наиболее отличающемся от направления трещиноватости (ортогонально направлению трещиноватости).
Коэффициент трещинной пористости Кпк породы в этом случае определяют с использованием полученных значений σм и σэф по формуле:
где a - среднее значение отношения раскрытости трещин к их длине; φ - угол между направлением трещин и направлением распространения волны от источника излучения сейсмических волн, использованного при определении σэф.
Для повышения точности результата аспектное отношение a определяют по экспериментальным данным в близких условиях на участках с известной трещинной пористостью по формуле (4) или с использованием выражения (5)
Таким образом, предложенный способ позволяет выполнить оперативную оценку трещинной пористости породы за счет использования эффективных значений упругих параметров излученных волн и избежать трудоемкую операцию математического моделирования с определением физических свойств материала коллекторов и характера взаимодействия включений между собой.
Claims (1)
- Способ оценки трещинной пористости пород по данным скважинной сейсморазведки, заключающийся в проведении в изучаемом разрезе скважины волнового акустического и плотностного гамма-гамма каротажа, выявлении на основе полученных данных интервала трещиноватых пород и вычислении коэффициента трещинной пористости выявленного интервала трещиноватых пород, отличающийся тем, что на основе полученных данных дополнительно проводят скважинную сейсморазведку, для чего в выявленном интервале ориентированной трещиноватости один из источников излучения сейсмических волн ориентируют в направлении, близком к азимутальному направлению трещиноватости, а другой источник излучения сейсмических волн ориентируют ортогонально направлению трещиноватости, затем по анализу изменения скоростей Vp, Vs от источников излучения сейсмических волн и их отношения Vs/Vp осуществляют выделение интервалов пористых коллекторов с применением выражения
βэф=3/ρ(3Vp2-4Vs2),
где βэф - эффективное значение коэффициента сжимаемости; ρ - плотность,
и производят оценку трещинной пористости коллекторов порово-трещинного или порово-кавернозно-трещинного типа по коэффициенту трещинной пористости Кпт, определяемому
при хаотичной трещиноватости - по формуле:
Кпт=(βэф-βм)/βт,
где βэф - эффективное значение коэффициента сжимаемости; βм - коэффициент сжимаемости пористой/порово-кавернозной матрицы, определяемый в не трещиноватом интервале; βт - коэффициент сжимаемости трещин, определяемый на участке с известной трещинной пористостью по формуле βт=(βэф-βм)/Кпт;
а при ориентированной трещиноватости - по формуле:
Кпк=а(σэф/σм-1)/2sin2φ,
где σэф=(0,5Vp2/Vs2-1)/(Vp2/Vs2-1) - эффективный коэффициент Пуассона, определяемый по данным источника излучения сейсмических волн, ориентированного ортогонально направлению трещиноватости σм - коэффициент Пуассона пористой/порово-кавернозной матрицы, определяемый по данным источника излучения сейсмических волн, ориентированного в направлении, наиболее близком к азимутальному направлению трещиноватости; а - среднее значение отношения раскрытости трещин к их длине; φ - угол между направлением трещин и направлением распространения волны источника излучения сейсмических волн, использованного при определении σэф.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011143172/28A RU2485553C1 (ru) | 2011-10-25 | 2011-10-25 | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011143172/28A RU2485553C1 (ru) | 2011-10-25 | 2011-10-25 | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010112032/28A Previously-Filed-Application RU2010112032A (ru) | 2010-03-29 | 2010-03-29 | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011143172A RU2011143172A (ru) | 2013-04-27 |
RU2485553C1 true RU2485553C1 (ru) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786485
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011143172/28A RU2485553C1 (ru) | 2011-10-25 | 2011-10-25 | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2485553C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2579820C1 (ru) * | 2015-02-24 | 2016-04-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский технологический университет "МИСиС" | Способ акустического каротажа |
RU2615051C1 (ru) * | 2015-10-30 | 2017-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости горных пород |
RU2646956C1 (ru) * | 2017-05-31 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости горных пород |
RU2722431C1 (ru) * | 2019-12-11 | 2020-05-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения ориентации естественной трещиноватости горной породы |
RU2732035C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-09-10 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения трещинной пористости пород |
RU2797376C1 (ru) * | 2021-12-24 | 2023-06-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Восток" (ООО "Газпром-Восток") | Способ определения трещинного коллектора и способ добычи углеводородов |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9977996B2 (en) | 2013-06-24 | 2018-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Characterizing porosity distribution from a borehole image |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2012021C1 (ru) * | 1991-07-09 | 1994-04-30 | Боярчук Алексей Федорович | Способ определения трещинной пористости пород |
UA10354A (ru) * | 1993-10-12 | 1996-12-25 | Київське Геофізичне Відділення Українського Державного Геологорозвідувального Інституту | Способ сейсморазведки |
RU2199767C1 (ru) * | 2001-11-23 | 2003-02-27 | Институт геофизики СО РАН | Способ скважинной сейсморазведки |
US20090271118A1 (en) * | 2005-06-24 | 2009-10-29 | Saltzer Rebecca L | Method for Obtaining Porosity and Shale Volume From Seismic Data |
US20100195437A1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Velocity model for well time-depth conversion |
RU2402791C2 (ru) * | 2009-01-22 | 2010-10-27 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Способ определения количественных параметров пласта методом отраженных волн |
US20110222370A1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Jon Downton | Methods and systems for performing azimuthal simultaneous elastic inversion |
-
2011
- 2011-10-25 RU RU2011143172/28A patent/RU2485553C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2012021C1 (ru) * | 1991-07-09 | 1994-04-30 | Боярчук Алексей Федорович | Способ определения трещинной пористости пород |
UA10354A (ru) * | 1993-10-12 | 1996-12-25 | Київське Геофізичне Відділення Українського Державного Геологорозвідувального Інституту | Способ сейсморазведки |
RU2199767C1 (ru) * | 2001-11-23 | 2003-02-27 | Институт геофизики СО РАН | Способ скважинной сейсморазведки |
US20090271118A1 (en) * | 2005-06-24 | 2009-10-29 | Saltzer Rebecca L | Method for Obtaining Porosity and Shale Volume From Seismic Data |
RU2402791C2 (ru) * | 2009-01-22 | 2010-10-27 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Способ определения количественных параметров пласта методом отраженных волн |
US20100195437A1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Velocity model for well time-depth conversion |
US20110222370A1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Jon Downton | Methods and systems for performing azimuthal simultaneous elastic inversion |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2579820C1 (ru) * | 2015-02-24 | 2016-04-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский технологический университет "МИСиС" | Способ акустического каротажа |
RU2615051C1 (ru) * | 2015-10-30 | 2017-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости горных пород |
RU2646956C1 (ru) * | 2017-05-31 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости горных пород |
RU2722431C1 (ru) * | 2019-12-11 | 2020-05-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения ориентации естественной трещиноватости горной породы |
RU2732035C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-09-10 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения трещинной пористости пород |
RU2797376C1 (ru) * | 2021-12-24 | 2023-06-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Восток" (ООО "Газпром-Восток") | Способ определения трещинного коллектора и способ добычи углеводородов |
RU2807499C1 (ru) * | 2023-09-20 | 2023-11-15 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Способ определения коэффициентов объемной сжимаемости трещин и межзерновых пор образцов горных пород |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011143172A (ru) | 2013-04-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2485553C1 (ru) | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки | |
CN104345346B (zh) | 一种获取裂缝宽度的方法 | |
US20180203144A1 (en) | Interferometric Microseismic Imaging Methods and Apparatus | |
CN105277982B (zh) | 一种泥页岩总有机碳含量地震预测方法 | |
CN104213899B (zh) | 一种地层岩石骨架的测井识别方法 | |
CN104853822A (zh) | 一种评价页岩气储层及寻找甜点区的方法 | |
CN105467438B (zh) | 一种基于三模量的泥页岩地应力三维地震表征方法 | |
Liu et al. | Numerical simulation to determine the fracture aperture in a typical basin of China | |
Sharifi et al. | Application of extended elastic impedance in seismic geomechanics | |
CN105588883A (zh) | 三维岩石力学参数获取方法和*** | |
CN104374827A (zh) | 横观各向同性岩体原位动弹性模量的各向异性系数的测量方法 | |
CN111381292B (zh) | 一种预测砂岩含烃储层的测井解释方法与装置 | |
CA2867583A1 (en) | Fracking method for fracking intervals of a horizontal drilling zone in a sweet spot range based on measurements of resistivity and neutron logging data in the horizontal drillingzone | |
RU2516392C2 (ru) | Способ определения трещинной пористости пород | |
CN112363226A (zh) | 一种非常规油气有利区地球物理预测方法 | |
Colombero et al. | Multiscale geophysical characterization of an unstable rock mass | |
RU2704002C1 (ru) | Способ определения тепловых свойств пород сланцевых толщ | |
Su et al. | A comprehensive methodology of evaluation of the fracability of a shale gas play | |
CN110658555A (zh) | 储层流体因子构建方法及储层流体识别方法 | |
CN103197348A (zh) | 利用各层内部样品进行加权编制测井交会图的方法 | |
Deng et al. | A new index used to characterize the near-wellbore fracture network in naturally fractured gas reservoirs | |
CN109709610A (zh) | 一种岩石裂缝探测方法及*** | |
CN112505766B (zh) | 一种评价井外不同方位下裂缝发育程度的方法 | |
CN115391739A (zh) | 一种裂缝渗透率的定量计算方法和*** | |
He et al. | Analysis of reservoir heterogeneity‐induced amplification effect on time‐lapse seismic responses of fluid substitution: a physical modelling study |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151026 |