Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Разработка методик изучения влияния газового фактора на акустические свойства нефтеводонасыщенных пород

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методик изучения влияния газового фактора на акустические свойства нефтеводонасыщенных пород"

Р Г Б ОА

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ

МОСКОВСКАЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНАЯ АКАДЕМИЯ им. С.ОРДЖОНИКИДЗЕ

на правах рукописи УДК 552.082.536

ПОЛЯКОВ Денис Евгеньевич

влиинир

РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ИЗУЧЕНИЯТАЗОВОГО ФАКТОРА НА АКУСТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1994 г.

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском институте геофизических методов разведки (ШИИгеофизика) Научный руководитель: доктор технических наук

Официальные оппоненты: доктор геолого-ыинералогических наук,

Ведущая организация НПГП "ГЕРС"

Защита состоится " 10 " ноября 1994 г. в 15 часов на заседании Диссертационного Совета Д.063.55.03. при Московской Геолого-разведочной Академии им. С.0РДК0НИКИДЗЕ по адресу: 117485, Москва, ул. Миклухо-Маклая,23, МГГА ауд.632

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института Автореферат разослан " 9 " октября i9'd4 г.

Ученый секретарь Диссертационного

Мушин И.А.

профессор Вендвлыптейн Б.Ю. кандидат технических наук Мараев И.А.

Совета, профессор

Ю.И.Блох

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.Определение положения водонефтяньх контактов является одной из основных задач разведки и разработки нефтяных месторождений. При разведке эта задача обычно решается путем опробования скважин и по данньм ГИС. При разработке перемещение контакта может быть замечено при появлении воды в эксплуатационных скважинах. Большой интерес представляет решение этих задач по даккьм сейсморазведки. Б этом случае появляется возможность оконтурить нефтяные залежии,предотвратить заводнение эксплуатационных скважин. Физической осшзвой для выделения зон ШК сейсморазведки могут являться отличия акустических характеристик нефтяной части зоны от ее водонасыщенной части. Общие закономерности изменения физических свойств пород-коллекторов при заполнении ловушки углеводородами известны. Замещение пластовых вод на углеводороды вызывает увеличение электрического сопротивления пород, уменьшения плотности пород, повшение температуры и другие изменения. Однако, ряд факторов, влияющих на акустические свойства нефте- и водонасыщенной породы латеральной зоны ШК, остались не исследованньми. Одним из таких факторов является природный газ, растворенный в поровых флюидах (нефть, вода) пород нефтяной залежи. Так, в нефтях месторождений Западной Сибири, на-

о

ходящихся в пластовых условиях, может содержаться от 15 до 280м растворенного газа в тонне сепарированной нефти (газовый фактор;. В пластовых водах этих месторождений растворенного газа содертл-т-ся на порядок меньше. Влияние газового фактора на акустические свойства (скорость продольных волн, плотность) нефтеводонасыц^н • ных пород до настоящей работы не изучалось. Следует отметить, что использовать для изучения влияния газового фактора на скорость продольных волн в нефтевасыденных породах данные акустического

ротика затруднительно. Если величина газового фактора для каждой залежи определяется достаточно точно путем отбора и исследования проб нефти из продуктивны пластов, то из-эа малой глубинности стандартного АК скорость продольных волн в коллекторах определяется, хах правило, в зоне проникновения. Поэтому исследование влияния газового фактора на скорость и плотность нефтеводонасьщенных пород и пластовых флюидов целесообразно проводить на образцах этих пород и жидкостей.

Цель работы состоит в разработке методик изучения влияния газового фактора на акустичеохие свойства нефтеводонасьщенных пород и количественной оценке этого эффекта.

Основные задачи исследований:

1. Разработка методик и технических средств создания в перовых флюидах нефтеводонасьщенных образцов пород газового фактора

и определения их акустических свойств.

2. Разработка методики и технических средств для подготовки нефтеводонасьщенных образцов пород.

3. Изучение влияния газового фактора на акустические свойства пластовой воды, нефтей и нефтеводонасьщенных пород.

Научная новизна заключается в следующем:

- разработааа технология создания газового фактора в образ*? цах нефтеводонасьщенных пород;

- разработаны методики определения скорости продольных волн и плотности нефтеводонасьщенных пород с учетом газового фактора и пластовых условий и содержания нефти и воды в подготовленных для исследования образцах;

- установлены общие закономерности изменения скорости продольных волн от величины газового фактора для пластовой воды, нефтей и нефтеводонасьщенных пород;

- ь -

- показало на примере сейсмомоделироваиия, что обусловленное наличием газового фактора распределение скоростей к плотности между нефте- и водонасыценными частями пластов зоны ШК отображается на волновом поле изменением амплитуды отраженной волиг.

Основные защищаемые положения.

1. Разработанные методики и технологии позволяют устанавливать влияние газового фактора на акустические свойства нефтеводо-насыценных образцов пород.

2. Выполненные экспериментальные исследования позволяют судить о влиянии газового фактора на распределение скоростных и плотностных свойств годо- и нефтеводонасыценных частях пластаа-коллекторо».

3. При разводке конкретных залежей нефти влияние газового фактора на акустические свойства пород следует уточнять путем исследования по разработанным методикам образцов керна, насыщенных нефтью из изучаемых пластов.

Практическая ценность разработанных методик и полученльх результатов изучения влияния газового фактора на акустические свойства нефтеводонасыценных пород н пластовых флюидов состоит й том, что позволяет в целом и в частности для конкретных объектов обосновывать и уточнянь скоростные и плотностные модели нефтяных коллекторов в том числе в зоне БНК и использовать эти данные при комплексной интерпретации данных ГИС и сейсморазведки.

Реализация работы в производстве. Полученные в результате настоящей работы научно-методические результаты используются в работах институтов ЗапСибНИИгеофизика, ВНИГНИ, ВНИИГИК, ШИИгео-систем при интерпретации данных ГИС и сейсморазведки. Во ВНИИгео-систем результаты работы, в частности, были использованы для уточнения скоростных моделей в юрских отложениях Свверо-Хохряковско-го месторождения при разведке коллекторов нефти и газа. В инсти-

туте ВНИИГИК результаты работы использованы при усовершенствовании методик интерпретации двнныя АК. На разработанной петраУизи-чвской установке по методикам и с участием авторе бил выполнен договор с ВНИИГИК по изучению влияния газового Фактора на акустические свойства образцов пород, насыщенных новыми типами промывочных жидкостей и нефтью.

о

АщУбация работы. Основные положения и результаты диссертации докладывались при звщитах на секциях Ученого Совета ВНИИГеослзи-ки научно-исследовательских отчетов: "Теоретико-экспериментальное обоснование структурно-формационннх моделей залежей УВ по петро-фЖ8ическим характеристикам" (слушался на геолого-геофизической секции в 1991 году); "Обоснование технологии оптимизации разведки месторождений нефти и гаяя тм основе текущего подсчета запасов по комплексу ГКС и полевых методов" (слушался на секции ГИС в 1992 г.); "Оптимизационная технология, едгоригшческие и программные средства прогноз:! месторождений нефти и газа на основе комплексировэняя сейсморазведки, ВСП, ГИС и других геолого-гео-йизическнх методов" (слушался на сейсмической секции в 1993 г.). Работы автора входили в отчеты как самостоятельные разделы.

Личный вклвд. Основу диссертации составили методические, технические и экспериментальные исследования автора, которые были выполнены в период работы во БНИИГеофизике (1991-1993 гг.). Диссертантом разработаны технологическая схема и петройизкческая установка для создания газового фактора в поровых олкждэх не.Ъге-водонвсыщенных образцов пород, методики определения скорости продольных волн и плотности пород с учетом газового фактора и пластовых условий и содержания нефти и воды в образцах, подготовленных для исследования. Выполнены экспериментальные исследования по установлении влияния газового Фактора на акустические

свойства пластовой воды, нефтей и нефтеводонасыщенных пород. Проведено сеКсмомодвлирование зоны ВНК с учетом данных о влиянии газового фактора на скорости и плотности пород, содержащих нефть и воду. Эта часть работы выполнена с участием В.М.Погожева. При разработке методики и технических средств для подготовки нефтеводонасыщенных пород с диссертантом участвовал В.В.Пвниквровсиий.

.Публикации. Основные положения работы изложены в 3-х научно-исследовательских отчетах. По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и содержит 80 стрвниц машинописного текста, 22 рисунков, 12 таблиц я список литературы с 26 наименованиями.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю доктору технических наук И.А.Супину за содействие и помощь в работе над диссертацией.

В процессе работы над диссертацией, помимо научного руководителя, автор пользовался помощью н советами д.т.н. Полякова Е.А., к.т.н. Погожева В.М. и к.г.м.н. Паникаровского В.В. Автор благодарен механику и токври 6-го разряда Дрзрову Н.Ф. за изготовление узлов петрофизическиг установок и помощь в оборке.

СОДЕРНЯНИЕ РАБОТЫ

В первой главе выбирается технологическая схема создания газового фактора в поровых флюидах нефтеводонасыщенных образцов пород, описывается петрофизическая установка для создания в исследуемых образцах пород газового фактора и приводятся методики определения в них скорости продольных волн, плотности и величины газового фактора. Рассмотрены и исследованы три варианта технологической схемы петрофизической установки, отличащиеся способами создания газового фзкторз в поровых жидкостях образцов пород-кол-

лекторов: путем прокачка через образец нефти, предварительно насыщенной под давлением гааом, путем прокачки нефти с газовым

о

фактора через камеру с образцом и путем помещения образца в среду нефти с газовым фактором. В первых двух схемах имеется возможность использовать для насыщения нефти газом известные способы о применением электромеханических и электромагнитных мешалок. Однако, эта схемы помимо двух камер высокого давления для нефти и для образца требуют включения сложных специальных узлов для создания бокового обжима образца резиновой манжетой и создания градиента давления на образце или в камере о образцом (схема 2) для прокачки нефти с раотвсренным газом. Наиболее существенным недостатком первой схемы является то обстоятельство, что в специально подготовленном образце с заданным содержанием в порах воды и нефти это соотношение при прокачке нефти может измениться, нвже в работе приводится специальная методика определения в неф-теводонасшценном образце компанент насыщения, но после извлечения образца из камеры вследствин дегазации соотношение воды и нефти кек показали эксперименты изменяется. Поэтому результаты определения акустических характеристик образцв в камере трудно соноставить с его насыщенностью. Выбранная третья схема имеет всего два узла: создания давления газа и камера для образца и нефти. Эта технологическая схема воплощена в построенной петро-физическоЗ установке ГФ-СП, которая позволяет создавать в норовых флюидах образца газовый Фактор и определять скорость продольных волн в них и их плотность. В камере для образца этой установки вокруг образце находится нефть и над нефтью часть пространства отводится для газа. Путем периодического переворачивания камеры гае проходит через нефть и таким образом в ней создается газовый фактор (барботаж). В дальнейшем вследствин диффузии по-

ровые флюиды так же насыщаются газом. Процвсо контролируется путем периодичеокого ультразвукового прозвухгвагаи образца ж определения временх пробега упругой волны в породе. Для определения величины газового фактора в нефти и ее плотности к камере подсоединяется специальный пикнометр высокого давления. После завершения процесса создания газового фактора, в поровых флюидах из камеры с помощью пикнометра отбирается проба нефти и определяются указанные параметры. Для прозвучжвания образца внутри камеры предусмотрены специальные выотупн, в которых располагаются ультразвуковые приемник и излучатель привем диаметры этих выступов приняты меньше диаметра образца для уменьшения длины ближней зоны. Размеры образца н частота ультразвуковых колебаний были выбраны о учетом выполнения принципа подобия распространения волны в обравце и массиве. В качестве ультразвуковой аппаратуры использованы установка ИСУ-I (ВНИИГеофизика) и прибор УК-ЮПМС. Камера с образцом и пикнометром помещалась в лабораторный термостат о автоматической регулировкой заданной темпрратуры. Давление газа до IQMIIa создавалось о помощью газового баллона, а давления до бОМПа создавались о помощью дополнительной камеры с разделительным поршнем, который передавал давление масла газовой среде. Давление маолом создавалось с помощью высокопроизводительного насооа УНСР.

Методика определения скорости продольных волн нефтеводонаон-щенных образцов о газовым фактором включала два споооба: прямого измерения скорости образцов в камере и относительных измерений в tltepe и базовых в нормальных условиях. Соответственно величина скорости V р определялась из выражений

'Сцхгъ' La Тизм? - Д f ^

- 10 -

L - длина образца (¿язв проэвучжвания);

'Га » "С нзм!' ^ нзм2 ~ временная задержка соответственно в стенках датчиков ж ультразвуковой аппаратуре, в камере с образцом х в исследуемом образце;

д % - разность временных задержек в камере с образцом при нормальных условиях к с газовым фактором в поровых жидкостях. Поскольку кроме образцов пород камера была предназначена для определения скорости в нефтях и в воде о газовым фактором, то необходимо было заранее установить базу проввучивания в камере без образца и временную задержку "Г . Для этого предварительно производилось прозвучивание в камере двух жидкостей с известными скоростями распространения продольных волн и определялись искомые параметры.

Методика определения плотности нефтеводонасыщенюк образцов, содержащих в поровых жидкоотях растворенный газ состоит в предварительном определении на установке ГФ-СП плотности нефти и воды о газовым фактором ж последующем расчете плотности образца породы по известной формуле о учетом его пористости Кп, коэффициентов

л

нефтеводонасыщенности (Кв, Кн) и минералогической плотности ó м.

При атом последовательно находились следующие параметры: внутрен-

■ плотность проб:; ний объем пикнометра высокого, давления V гуи плотность небэтеводо-жидкосхи с газовым ;¡ajoropoi:; о насыщенного образца а о из выражений:

Vf7 ~ G^^g. . ¿ - G, - G-П , So-O-K^Sm

где G п, & ж Gz - массы соответственно сухого пикнометра,

с

с дистиллированной водой и с пробой исследуемой жидкости; о Bj-плотность дистиллированной воды; (Гни $ в - плотности поровых жидкостей (нефти и воды).

Величина газового фактора определялась путем разгазирования проб, отобранных о помощью пикнометра, как отношение объема виде-

лившегося хз пробы газа к массе сепарированной жидкости, содержащейся в пробе ы8/т. При этом учитывалась плотность газа.

Во второй главе рассматривается методика и технические средства для подготовки нефтеводонасыщенных образцов пород. В настоящее время какой-нибудь принятой методики создания заракеев заданного наоыщения нефтью и водой образцов пород нет» но элементы такой методики в различных модификациях разрабатываются ж используются в петрофизтчеоюге определениях остаточной нефти". С участием В.В.Пеникаровнкого автором предложена и опробована методика, которая включает в себя ряд технологических операций: традиционных - сушки образца, насыщения его плзотовой водой,моделирования различного содержания этой вода в порах образца и специальных -насыщения освобожденной от воды части объема пор керосином я, наконец, замещения керосина нефтью. Для выполнения перечисленных операций была разработана общая технологическая блок-схема включающая рад лабораторных установок я построены соответствующие технические средства: камеры для помещения образца, прессы для создания необходимых обжимов образца и создания градиентов давления и приборы управления. Подробно описаны необходимые временные интервалы тех или иных операций, количества прокачиваемых через образец объемов жидкостей и величины градиентов давлений на образцах. Приведены тая же признаки завершения операций. Несмотря на принимаемые меры (взвешивания, измерения объемов и т.д.) точное соотношение поровых флщдов в образце получить трудно. Поэтому автором была предложена методика, которая позволяет в подготовленном нефтеводонасыщенном образце установить истинное значение коэ^ фициентов водо- и нефтенпсыщенности. В методике используются данные, которые могут быть получены при подготовке образца. Методика состоит в последовательном взвешивании водонасыщенного образца в

воде (масса & I) и в нефти (масса & 2), приняты;: для насыщения, ж нефтеводонасыщелного образца в нефти (масса & з). Выражение для определения коэффициента нефтепасыщенности Кн обравца с учетом его пористости Кп имеет вид

Кп (Сгг - % ) Коэффициент водонаоыщенности: Кв « I - Кн.

В третьей главе изложены результаты экспериментальных исследований влияния газового фактора на скорость продольных волн и плотность пластовой воды, нефтей и нефтеводонасыщенных пород. Эти исследования были выполнены о помощью разработанных и описанных выше методик и технических оредотв. В качестве газового агента использовался углекислый газ. Основаниями для его применения вместо основной компаяенты попутного газа метана были следующие. По свидетельству профессора Ш.К.Гиматудинова углекислый газ по растворимости в нефтях подобен метану. Другие исследователи (А'.Ю.Намиот, М.М.Бондарева) отмечают то же по отношению к пластовой воде*. Скорости продольных волн в метане по А.М.Циеру и в углекислом газе по данным лаборатории петрофизики ВНЙИГеофизики в интервале давлений 10-30МПа близки по величине. Полученные автором результаты экспериментального определения плотности пластовой воды и нефтей с растворенным углекислым газом сопоставимы с данными, полученными в LUI Тюменьгеологии при исследовании проб этих жидкостей с растворенным попутным газом.

При проведении исследований влияния газового фактора на акустические свойства нефтеводонасыщенных пород и насыщающих его флюидов ставилась задача получения общих закономерностей". Для получения этих сведений и использования их для интерпретации данных сейсморазведки и ГИС необходимы соответствующие петрофизичес-кие исследования по методиквм автора для конкретных геологичео-

ких объектов.

В условиях естественного залегания нефтяных коллекторов на физические свойства поровых жидкостей оказывают влияние гидростатическое давление, температура и растворенный газ-. В отношении пластовой воды влияние двух первых факторов на скорость и плотность достаточно подробно исследовано (Б.Н.Ивакин, Е.В.Каруо, О.Л.Кузнвцов, Е.А.Поляков). Широко определяются плотности проб пластовой воды и нефти о растворенным газом. Поэтому в работе основное внимание уделено исследованиям влияния газового фактора на скорость продольных волк в указанных флюидах. Поскольку в пластовых водах нефтяных месторождений преобладает содержание соли NaCt для исследования была приготовлены модели воды с концентрацией 10, 50 и 100 г/л. В качестве образцов нефти были использованы реальные нефти Зап.Сибири, с площадей М.Балыкская, Уренгойская, Ниванганокая, Каховская, Ва-чимовская. В результате исследований было установлено, что:

- при увеличении газового фактора в моделях пластовой воды до значений наблвдаемнх в реальности ~ 7 м8/т при температуре 20-50°С скорость продольных волн не изменяется (♦ 1,5%), при температурах ~ 80°С наблюдается увеличение скорости (до Ъ%) для вод низкой минерализации;

- при изменении условий от нормальных до пластовых (газовый фактор ~ 150 м3/т, температура ~ 80°С) скорость в нефтях уменьшается на 20-30%. При этом изменения в скорости различны для нефтей разных месторождений;

- плотность моделей пластовой воды с ростом газового фактора увеличивается, плотность нефтей уменьшается.

Нвблвдается сопоставимость кривых зависимостей плотности воды и нефтей от величины газового фактора с данными ЦЛ Тшеньгеологии для аналогичных флюидов и терпвбарических условий. Физическое объяснение полученных результатов состоит в том, что объем исследуемых

жадкостей от увеличения количества растворенного газа увеличивается, i от давления, которое требуется для растворения газа уменьшается. В зависимости от того, какой процеоо преобладает я наблюдаются полученные изменения скорости. Эксперименты показывают, что о ростом газового фактора в единице объема среды (нефть с растворенным газом) увеличивается содержание растворенного rasa и уменьшается содержание нефти, что и приводит к уменьшению скорости-. Исследования сжороотн нефтеводояаовденных образцов пород проводились на образцах песчаника о различной пористостью и насыщенных Уренгойской и М.Балнкской нефть» и моделью пластовой воды'. Водонаоыщен-пооть образцов варьировалась от I до Ков. По результатам исследований были сделаны следующие выводы:

- при замещении в водонасыщенной породе части объема пор сепарированной нефтью скорость продольных волн уменьшается на 2-4$;

- при замещении вода нефтью о гввовым фактором ( ^ 150 м3/т) при нормальной температуре скорость уменьшается на 4-11%, а при температ-туре 80°С на 7-17$.

Указанные изменения скорости зависят от пористости породы, водонаоыщеиностх и величины гавового фактора. Плотность исследованных образцов, полученная угоижтни путем с петом плотностей воды и нефти о газовым фактором уменьшалась при росте газового

фактора в нефти от 0 до 150 м3/т, а в воде от 0 до S м3/т на 1-14$ в зависимости от пористости породы я водонасыщенностл.

В четвертой главе рассматривается вопрос влияния пластовых термобаричеокжх условий на скорость продольных волн и пористость нефтеводонасыщенных образцов, дается методика определения акустических свойств этих образцов с учетом газового фактора и пластовых условий и приводится пример использования полученных в работе результатов при сейсмическом моделировании в зоне ВНК.

В настоящее время определения физических свойдавв образцов кер-

на в тэрмобаричвакжк условиях моделирующих пластовые выполняются в производственных петрофияичеоких лабораториях в массовом порядив. Однако, как правило исследуются водонасыщенные образцы. Вопрос о влиянии нефтенасыщенности на охимаемооть образцов не научен1. Только в одной из работ И.Фетта экспериментально показано, что смена норовых жидкостей (AZC^i, NaOH ж дистиллированная вода) мало вхжявт на сжимаемость образцов от всестороннего давления. Автором бнхн исследованы три коллекции образцов о площадей Зап.Сибири: Новогодняя, Х-Мянсийская, Приобская и обработаны данные по другим площадям, полученные в ЦП Тшеньгеолоппг. Во всех коллекциях примерно половина образцов являлись нефтеводонасыщеннымн. В результате для двух площадей были получены графики зависимости пористооти в пластовых условиях Кппл от интервального времени д t ■. Анализ графиков показал, что кривые указанных зависимостей для обеих видов насыщения порового пространства практически совпадают. В двух таблицах приводятся данные для водо- и нефтеводонаоыщенных образцов. В одной подобраны данные, когда исходные (при нормальных условиях) значения параметров Кп и дt для образцов о различным насыщением были одинаковыми и показано, что при моделировании плаотовых условий эти параметры изменились практически одинаково (расхождение не превышало 1,5$). В другой приведены данные по 150 образцам н показано, что средние относительные изменения параметров Кп и л i при моделировании пластовых давлений н температур для обеих видов насыщения образцов совпадают. Таким образом показано, что параметры Кп и лt как водо- так и нефтенасыщенных образцов, отобранных из одного интервала глубин изменяются от воздействия пластовых нагрузок одинаково и следовательно, данные полученные по водонасы-щенным образцам можно распространять на нефтеводонасыщенныв'. Эти выгоды учитываются в излагаемой ниже методике.

-16 -

В работе были приведены методики и технические средства для определения акустических свойств нефтеводонасыщенных образцов, содержащих в норовых флюидах растворенный газ, с моделированием плаотовых гидростатических давлений и температур; В работе приведены так хе основы моделирования пластовых условий включая горное давление, но без учета газового фактора. Возникает необходимость оценки акустических свойств нефтеводонасыщенных образцов с учетом газового фактора и пластовых термобарических условий-. Методика таких исследований была предложена автором1. Эта методика состоит в определенной последовательности видов физического моделирования на образцах пород. По существу на одном образце проводятся исследования трех видов. Сначала образец насыщается моделью пластовой воды (Kb*Z), в порах создается гидростатическое пластовое давление Рпл, образец нагревается до температуры пласта i"c ж в этих условиях определяется скорость ; После экспери-

мента в образце создается остаточная водонасыщеннооть (Ков), я освободившийся объем пор заполняется нефтью. Создаетоя давление Рпл, температура i газовый фактор в поровых флюидах, характерный для исследуемой нефтяной залежи. В этих условиях определяется скорость Vj)KoB и плотнооть нефти S н, содержащей растворенный га«'. Заключительный эксперимент проводится после экстрагирования образце к насыщения его плеотовой водой. Создаются пластовые термобаричеохие условия (горнов и пластовое давления и температура) ж определяются пластовые значения скорости V рлдКви! х пориотости Кппл. В первых двух экспериментах используется установка ГФ-СП, а третьем Й6С-П, в качестве ультразвукавой аппаратуры попользуются установка ИСУ-I и прибор УК-ЮШС; По результатам исследований определяются:

- скорость продольных воля в водояаоыщенном коллекторе УрплКв-Г

- плотность этой порода

сГ» ( I - Кппл )•<)„+ Кппл -сГв , где сГ„ - минералогическая плотность породы • сГ в - плотность воды в пластовых условиях*.

- скорость продольных волн в том же коллекторе, но насыщенном нефтью и водой (продуктивная -часть пласта)

УрплКов * К ' УрплКв-! • К - коэффициент, учитывающий уменьшение скорости в нефтенасыщен-

ной породе по отношению к водонасыщенной из-за влияния газового

фактора К- Урк^/

- плотность нефтеводонасыщенной породы

в ( I - Кппл ) сГ + КовКппл ¿Г + КяКппл £„. 1\ОВ м в н

Последовательность указанных выше экспериментов выбрана таким образом, чтобы исключить влияние некоторой остаточной деформации образца, наблюдаемой при каждом цикле его нагрузки а разгрузки-.

Дчя примера использования полученных в работе результатов по влиянию газового фактора на акустические свойства зодо- а нефте-водонасыщенных пород при сейсмичооком моделировании в зоне ВНК был выбран один из разрезов местороадения Кумколь'. Данные о геоло-гнческсм разрезе; литология, мощность и акустические авойства пластов были получены по результатам разведки месторождения КЬто-Казахстанской нефтеразведочной экопеднцией ( 1987 г.); Модель зоны ВПК была представлена чередованием продуктивных песчаных коллекторов мощностью 6, 7 и 5 м и глин. Значения коэффициента пористости коллекторов составляла г4' 22$, коэффициента нефтенасыщеннооти ^ 80$. Акустические параметры пластов-коллекторов в продуктивной и водонвоыщенной частях зоны ВНК отличались по величине из-за влияния газового фактора. Поэтому по латерали зоны контрастность контактирующих пластов по акустической жесткости изменялась1. Дня

изучения влияния этой особенности на волновое поле было предпринято сейсмическое моделирование по пяти вертикалям пересекавдим зону от продуктивно!" до водонасыщенноГ; части. Учитывая величину газового фактора ^ 150 м3/т и температуру 60°С и используя материалы работы значения скорости продольных волн и плотности коллекторов продуктивной и водонаснщенной частей зоны отличались соответственно на и 3%. Акустичеокие параметры пластов вмещающего разреза считались для воей зоны по латералп постоянкыш. Полученине синтетических сейсмограмм проводилось на ПЭВМ с использованием программы, разработанной В.М.Погожевнм. При сейсмическом моделировании времена регистрации отчитывались от кровли исследуемого интервала глубин (1107 м) и были приняты следующие параметры: шаг дискредитации 0,0002 сек, резонансная частота - 50 гц. Также было выполнено более детальное моделирование на различных частотах.

Пряведешше в работе результаты се1:с1:ич^.ского иоделировашш показывают, что на волновом поле в зон*- 1Ш шблодается эЛТект "тусклого" пятна, который практически сохраняется для всех частот, ""Hibko, наиболее ярко проявляется для частот 20 и 40 гц. Таким образом приведенный частный пример тем не менеае показывает, что изменения акустически схчЛ'.огч " .¡.'гт'кторон в зоне B1IK, вызванные влиянием газового фактора, вносят особенности в волновое поле, которые могут быть замечены при интерпретации данных сейсморазведки. Дальнейшие исследования о учетом конкретных особенностей геологических разрезов, акустических свойств продуктивных пластов и нефтей, которые могут быть получены с использованием методик и технических средств, разработанных автором, должны выявить возможности и ограничения использования э-пректа воздействия растворенного газа на скорость и плотность продуктивных пород для выявления

зон БНК сейсморазведкой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В итоге проведенных работ получены следующие основные результаты:

1. Разработана технология создания газового (Гектора в поровнх флюидах нефтеводонасыщенных образцов пород-коллекторов.

2. Разработана и построена петрофизическая установка (ГФ-СП) для создания в поровых (Тлкидах образцов пород-коллекторов газового фактора при давлениях насыщения до 60 МПа и определения в них скорости продольных волн и их плотности.

3. Разработаны методики определения с использованием установки ГФ-СП скорости продольных волн и плотности нейтеводонасыщенннх образцов пород и жидкостей, содержащих растворенный газ.

4. Разработана методика и технические средства для подготовки образцов пород с заданным насыщением порового пространства (нефть, вода).

5. Разработана методика определения объемного содержания нефти и воды (коэффициентов Ки к Кв ) в подготовленных для исследования нейтеводонасыщенных образцах пород.

6. Установлены следующие закономерности изменения скорости продольных волн и платности от величины газового Фактора с учетом температуры для пластовой воды, нефтей и нефтеводонасыщенных пород:

- скорость продольных волн в моделях пластовой воды с концентрацией соли 10.-100 г/л при увеличении газового Фактора от 0 до значений 0,5-7 м3/т, наблвдаемых в пластовых водах нефтяных залежей, при температурах 20-50°с не изменяется; при увеличении температуры до 80° наблвдается увеличение скорости до

- плотность исследуемых моделей пластовой воды с ростом газового фактора практически не изменяется при нормально)": тешературе, воз-

растает xa 2-3% прж температуре 50° и на 4-7% при температуре 80°.

- скорость продольных волн в наследованных реальных образцах неф-тей Зап.Сибжрж прж увеличении гавового фактора уменьшается, причем наибольший градиент уменьшения скорости иаблвдается в области значений газового фактора 0-50 ы8/т; при изменении условий от нормальны* до пластовых (газовый фактор —150 м®/т, температура ~ 80°С) скорость в нефтях уменьшается на 20-30$'. При этом изменения в скорости различны для нефтей разные месторождений.

- плотность жсоледуемнх нефтей при увеличении газового фактора от 0 до 150 м8/т уменьшается при нормальной температуре на 15% при температуре 80°с на 20$;

- скорость продольных волн в образцах нефтвводонаокщенных пород, поровые флшдн которых содержат растворенный газ, уменьшается с ростом газового фактора от 0 до 150 м3/т ж в зависимости от параметров породы (коэффициенты пористости и нефтеводонаевденнооти)

и рода нефти, это уменьшение составляет 11-12$ при нормальной температуре к 17-19$ при температуре 80°С.

- плотность Еоследоввнных нефтеводонасыщенных обраадов пород с ростом газового фактора в поровых фхшдах при температуре 80°С уменьшается на 3-4$'.

7'. Установлено, что изменение состава перового флюида (вода, нефть) в образцах песчаника, отобранных практически из одного к того se интервала глубин, не оказывает влияния на изменение кх акустических свойств при нагруженнж юс эффективным давлением (моделирование пластовых условий).

8. Разработана методика определения акустических свойств нефтеводонасыщенных образцов пород о учетом гавового фактора и пластовых термобаржческжх условий.

9. Показано'.на примере сейсмического моделирования в зоне ВПК месторождения Кумколь, что отличия в акустических овайствах

между водонасыщеюшми я нефтеводонвсвденлыми чаотямн плаотов-кол-лекторов в зоне, обусловленные влиянием газового фактора, отображаются на волновом поле уменьшением амплитуды отраженной волны ( эффект "тусклого" пятна);

Основные результаты диссертационной работ» изложены в следующих публикациях.

X. Влияние газового фактора и температуры на плотность и скорость распространения продольных волн для пластовой воды нефтяных я газовых месторождений / Дехг. ВИНИТИ А 1988-В-93;

2. Влияние газового фактора на окорость распространения продольных воли в нефтеводонаонщеншк породах'. В об'. Известия ВУЗов, серия Геология ж Разведка Л 4, 1993'.

3; Методика определения акустических свойота нефгеводонаоы-щенных пород о учетом газового фактора и пластовых терлобаржчесясс условий залегания. / Дел; ВИНИТИ Я 732-В-94.