RU2012021C1

RU2012021C1 - Method for determining crumbling porosity of rocks

Info

Publication number: RU2012021C1
Authority: RU
Inventors: А.Ф. Боярчук; Г.А. Шнурман; Л.С. Багов
Original assignee: Боярчук Алексей Федорович
Priority date: 1991-07-09
Filing date: 1991-07-09
Publication date: 1994-04-30

Abstract

FIELD: well logging. SUBSTANCE: method involves conducting acoustic and gamma-gamma logging in the well under test, determining from the logging results obtained the coefficient of rock compressibility for each of two values of density of flushing fluid pumped in the well. The density is increased by 15-20% depending on the depth of the well and the permissible value of rock collapsing hydraulic pressure. The coefficient of rock porosity is calculated taking into account the rock compressibility coefficient values obtained in two measurements, the coefficient of compressibility of a block (matrix) and the change in density of flushing fluid before the second test. EFFECT: enlarged operating capabilities, more accurate results.

Description

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для определения трещинной пористости пород в разрезе нефтяных и газовых скважин. The invention relates to field geophysics and can be used to determine the fracture porosity of rocks in the context of oil and gas wells.

Известен способ оценки трещинной пористости пород по данным электрического каротажа, проведенного при заполнении скважины растворами различной минерализации (метод "двух растворов") [1] . Недостатком указанного способа является его громоздкость, а также низкая точность и достоверность полученных данных из-за искажающего влияния на результаты повторных исследований непостоянства удельного сопротивления боковой части породы и невозможность обеспечения в реальных условиях бурения скважины при образующейся зоне кольматации сколько-нибудь полной смены в трещинах фильтратов буровых растворов. A known method for evaluating the fracture porosity of rocks according to electrical logging carried out when filling the well with solutions of various mineralization (method of "two solutions") [1]. The disadvantage of this method is its bulkiness, as well as low accuracy and reliability of the data due to the distorting effect on the results of repeated studies of the inconstancy of the resistivity of the side of the rock and the impossibility of providing in actual conditions of drilling the well with the resulting zone of mudding any complete change in the fractures of the filtrates drilling fluids.

Наиболее близким к заявляемому является способ определения трещинной пористости К_пт по данным волнового акустического каротажа (ВАК) с регистрацией полного волнового сигнала и плотностичного гамма-гамма каротажа (ГГК) с использованием выражения для эффективной сжимаемости β _п коллекторов сложного типа [2] : β_п= К_пт˙β_т+β_м, (1) где β _п - коэффициент сжимаемости пластов, рассчитываемый через скорости распространения продольных и поперечных волн по ВАК и эффективную плотность пород, определяемую по ГГК;
β _м - коэффициент сжимаемости матрицы (блока) породы, с наибольшей достоверностью определяемый по данным ВАК и ГГК в плотных нетрещиноватых участках разреза;
β _т - коэффициент сжимаемости трещин, задаваемый приближенно.Closest to the claimed is a method for determining the fracture porosity K _pt according to the wave acoustic logging (HAC) with registration of the full wave signal and density gamma-gamma-ray logging (GHG) using the expression for the effective compressibility β _{p of} complex collectors [2]: β _p = K _pt ˙β _t + β _m , (1) where β _p is the compressibility factor of the reservoirs, calculated through the propagation velocity of longitudinal and transverse waves by the VAC and the effective rock density, determined by GGK;
β _m is the compressibility coefficient of the matrix (block) of the rock, which is most reliably determined according to the data of the Higher Attestation Commission and GGK in dense non-fractured sections of the section;
β _t - coefficient of compressibility of cracks, specified approximately.

Основным недостатком указанного способа является невысокая точность определений из-за отсутствия достоверных данных о коэффициенте сжимаемости трещин и методов его определения в реальных условиях залегания пород. The main disadvantage of this method is the low accuracy of the determinations due to the lack of reliable data on the compressibility coefficient of cracks and methods for its determination in real conditions of occurrence of rocks.

Целью изобретения является повышение точности определения трещинной пористости за счет более достоверной оценки коэффициента сжимаемости трещин в естественных условиях залегания исследуемых пород. The aim of the invention is to increase the accuracy of determining fracture porosity due to a more reliable estimate of the compressibility coefficient of cracks in the natural occurrence of the studied rocks.

Цель достигается тем, что после проведения в скважине волнового акустического и плотностного гамма-гамма каротажа изменяют напряженное состояние горных пород в прискважинной зоне пласта (в зоне исследования) путем регулирования величины противодавления скважины на пласт, после чего замеры ВАК и ГГК повторяют. The goal is achieved by the fact that after conducting a wave of acoustic and density gamma-ray gamma-ray logs in a well, the stress state of the rocks in the near-wellbore zone of the formation (in the study area) is changed by adjusting the back pressure of the well onto the formation, after which the HAC and GGK measurements are repeated.

Изменяя забойное давление в скважине, можно регулировать величины тангенциального и радиального напряжений на стенках. Поскольку на глубине в породе эффективными являются преимущественно вертикальные и субвертикальные трещины, то при изменении тангенциального (кольцевого) сжимающего напряжения будет изменяться их раскрытость (т. е. коэффициент трещинной пористости). By changing the bottomhole pressure in the well, it is possible to adjust the values of the tangential and radial stresses on the walls. Since mainly vertical and subvertical cracks are effective at a depth in the rock, when the tangential (annular) compressive stress changes, their openness will change (i.e., the coefficient of fracture porosity).

Зависимость величины коэффициента трещинной пористости от изменения давления определяется следующим уравнением [3] :
K= K_птe

, (2) где К_пт и К_пт' - соответственно коэффициенты начальной и текущей трещинной пористости;
Δ Р - изменение давления в пласте (изменение противодавления на пласт).The dependence of the coefficient of fracture porosity on pressure changes is determined by the following equation [3]:
K = K _pt e

, (2) where K _pt and K _pt 'are the coefficients of the initial and current fracture porosity, respectively;
Δ P - change in pressure in the reservoir (change in back pressure on the reservoir).

В предлагаемом способе определение трещинной пористости пород базируется на решении системы уравнений 1-2:
β_п= K_птβ_т+β_м
β_п'= K_пт'β_т+β_м
K_пт'= K_птe^-βт^ΔP, где β _п и β _п' - коэффициенты сжимаемости пород при двух режимах проведения исследований ВАК и ГГК (при различном противодавлении скважины на пласты).In the proposed method, the determination of fracture porosity of rocks is based on solving a system of equations 1-2:
β _p = K _pt β _t + β _m
β _p '= K _pt ' β _t + β _m
K _pt '= K _pt e ^-β t ^ΔP , where β _p and β _p ' are the compressibility factors of the rocks in two modes of HAC and GGC studies (with different backpressure of the well into the formations).

Искомый коэффициент трещинной пористости при этом определится из выражения
K_пт=

(3)
Экспериментальные и расчетные данные показывают, что наиболее достоверные результаты определения трещинной пористости при использовании предлагаемого способа достигаются в случае изменения противодавления на пласт перед повторным исследованием не менее, чем на 15% .The desired coefficient of fracture porosity is determined from the expression
K _pt =

(3)
Experimental and calculated data show that the most reliable results of determining fracture porosity when using the proposed method are achieved in the case of a change in back pressure on the formation before re-examination by at least 15%.

Существенным отличием заявляемого способа оценки трещинной пористости от прототипа является то, что путем проведения измерений в скважине волновым акустическим и плотностным каротажем при различном напряженном состоянии горных пород в зоне исследований (при различных противодавлениях скважины на пласт) осуществляется непосредственное определение коэффициента сжимаемости трещин в естественных условиях залегания пород, за счет чего существенно повышается точность определения их трещинной пористости. A significant difference of the proposed method for evaluating fracture porosity from the prototype is that by measuring in the wellbore with acoustic and density logging at different stress conditions of the rocks in the research area (with different backpressures of the well on the formation), the compressibility coefficient of the fractures is directly determined under natural conditions of occurrence rocks, due to which the accuracy of determining their fracture porosity is significantly increased.

На практике предлагаемый способ оценки трещинной пористости горных пород наиболее просто реализуется следующим образом. In practice, the proposed method for assessing fractured porosity of rocks is most simply implemented as follows.

После вскрытия исследуемого разреза при выполнении комплекса промыслово-геофизических исследований проводится волновой акустический и плотностной гамма-гамма каротаж. Затем плотность заполняющего скважину бурового раствора увеличивают на 15-20% (в зависимости от глубины скважины и допустимой величины давления гидроразрыва пласта) и исследования ВАК и ГГК повторяют. По результатам выполненных исследований определяют коэффициент сжимаемости пород при различном противодавлении скважины на пласты, и по формуле (3) рассчитывают величину трещинной пористости изучаемых пород. After opening the investigated section, when performing a complex of field-geophysical studies, wave acoustic and density gamma-gamma-ray logging is carried out. Then, the density of the drilling fluid filling the well is increased by 15-20% (depending on the depth of the well and the permissible hydraulic fracturing pressure), and the HAC and GGC studies are repeated. Based on the results of the studies, the compressibility factor of the rocks is determined for different back pressure of the well into the formations, and the fracture porosity of the studied rocks is calculated using formula (3).

Применение способа повышает точность определения трещинной пористости пород по данным геофизических исследований скважин, что обеспечивает более высокую достоверность оценки коллекторских свойств изучаемых отложений, снижает вероятность пропуска трещинных пластов и значительно сокращает непроизводительные затраты, связанные с испытанием плотных и непроницаемых участков разреза. The application of the method improves the accuracy of determining the fracture porosity of rocks according to the data of geophysical studies of wells, which provides a higher reliability of the assessment of reservoir properties of the studied deposits, reduces the likelihood of skipping fractured formations and significantly reduces the overhead associated with testing dense and impermeable sections of the section.

Claims

METHOD FOR DETERMINING CRACKED PORODITY OF ROCKS, which consists in conducting wave acoustic and density gamma-ray gamma-ray logging in the studied section of the well, calculating using the data on the transmission velocities of longitudinal and transverse waves and the effective density of the rocks, the rock compressibility coefficient β _p and determining the coefficient on this basis K fracture poristoysti _nm, characterized in that the increase filling density P well wash liquid 15 - 20% depending on well depth and acceptable magnitude fracturing rock pressure, whereupon repeated studies by the wave acoustic logging and density gamma-gamma logging, calculated compressibility factor sawmills β _n 'of rezultatat re-measuring and fracture porosity coefficient rocks with the compressibility factor β _m matrix (unit) rocks determined according to the formula
K _Fri =

,
where Δ P is the change in the density of the drilling fluid before re-examination.