24870 (Газометрия скважин во время бурения), страница 2

Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Г_сум = =0,037Г _пр z Т / Рпл, где Т — пластовая температура, К; Рпл — пластовое давление, МПа; z— коэффициент сверхсжимаемости газа.

Полученная величина Г_сум может быть ниже истинного газосодержания пласта (равного k_nk_r) из-за явления опережающего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыщения пласта суммарное газосодержание Г_сум сравнивают с его значениями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кривые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережающего проникновения фильтрата) неф-тегазосодержание пласта Г_нг по формуле Г_нг=100 Г_пр B/G, где В— коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях; G — газовый фактор нефти.

Расчетную величину Г_нг сравнивают с величинами, типичными для водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большинстве районов нефтеносным пластам соответствуют значения Г_нг более 5%, для водоносных — менее 5%.

2. Профилеметрия скважин. Аппаратура, записываемые кривые и их интерпретация.

Наряду с кавернометрией в практике глубокого бурения скважин используется профилеметрия. Профилемеры отличаются от каверномеров лишь тем, что в них диаметры, измеряемые в двух взаимно перпендикулярных направлениях парами противоположных рычагов, не осредняются электрической схемой прибора, как это происходит в каверномере, а регистрируются в виде вертикальных профилей стенок независимо друг от друга. Каверномером измеряют

dc. м + dс. Б d = 2 ,

где d_c._б— диаметр скважины, больший номинального d_H; d_c._м — то же меньший номинального.Таким образом, кавернограмма — результат осреднения двух профиле-грамм аппаратурным способом. Профилеграмма и кавернограмма могут быть получены одновременно путем суммирования сигналов, идущих по двум профилеметрическим каналам, не увеличивая времени задалживания скважины под геофизические работы.

Основным назначением профилеметрии является выделение желобов на стенках бурящейся скважины. На процессе желобо-образования сказываются различные факторы: лито логический состав пород, угол наклона и интенсивность искривления скважины, свойства промывочной жидкости, технология бурения число спуско-подъемных операций и др. Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения скважины. Точное решение этой задачи затрудняется из-за недостаточности четырех точек, измеренных с помощью рычагов, для установления конфигурации сечения скважины, и вследствие неопределенности положения в пространстве взаимно перпендикулярных большой и малой осей желоба (d_c.₆ и d_C._M).При интерпретации профилеграмм важное значение имеет их воспроизводимость при повторных замерах. Воспроизводимость может быть достигнута при относительно одинаковом взаимном положении рычагов профилемера в скважине. Экспериментально доказано, что при произвольном вращении прибора в скважине в большем числе случаев одна из пар измерительных рычагов занимает положение, соответствующее максимально возможному их раскрытию, что способствует однозначности замера.

Рис. 3. Конфигурация сечения скважины по профиле грамме, определяемая геофизическим построением.

d₃ — диаметр замкового сечения

Конфигурацию сечения скважины по профилеграмме определяют графически (рис. 3). Такое построение дает лишь приближенное представление о конфигурации сечения скважины. Легко заметить, что наиболее узкая часть желоба не всегда контролируется диаметром замкового сечения. В зависимости от положения центра прибора в скважине (возможность смещения которого заложена в его конструкции) форма сечения может существенно меняться при одинаковых значениях d_c. _б и d_c. _м (рис. 4)

Таким образом, профилеграмма служит в основном как качественный индикатор желобов, которые влекут за собой прихват бурильных инструментов и вызывают тяжелые формы аварий при бурении. Кроме того, профилеграмму используют при реше- нии и других задач: предупреждении осложнений при спуске обсадных колонн, выборе интервалов пакеровки при работе пласто-испытателями на бурильных трубах и т. п.

На интенсивность желобообразования значительное влияние оказывает литологический состав пород. Под интенсивностью процесса желобообразования в скважине понимают отношение суммарной длины l_ж фактически выделенных в рассматриваемом интервале желобов к мощности исследуемого интервала h, выраженное в процентах. Установлено, что в большинстве случаев желоба приурочены к глинистым породам: глинам, глинистым алевролитам, мергелям; интенсивность достигает здесь 30—40%. Значительно реже желобообразование наблюдается в песчаниках и известняках, где интенсивность составляет 3—10%. В геохимических породах (ангидриты, гипс, соль) желоба не образуются. Масштабы регистрации профилеграмм выбирают такие же, как и для кавернограмм. Профилеграммы на копиях совмещают По линии номинального диаметра. Здесь же вычерчивают и ка-вернограмму.

3. Опишите, как определяется коэффициент нефтегазонасыщения по данным методов сопротивлений.

а) Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения по данным метода сопротивлений для гидрофильных межзерновых коллекторов

По удельному сопротивлению р_п продуктивного коллектора получают коэффициент водонасыщения k_B пор, не устанавливая фазового состояния углеводородов, присутствующих в порах. Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют коэффициент нефтенасыщения k_н=1—k_B, в газонасыщенном — коэффициент газонасыщения k_T=\—k_B, в нефтегазонасыщенном — коэффициент нефтегазонасыщения k_нг=1—k_B (при выражении значений всех коэффициентов в долях единицы).

Коэффициент водонасыщения k_B по величине р_п определяют следующим образом.

1. Определяют р_п исследуемого пласта по данным БЭЗ или индукционного метода.

2. Устанавливают k_n пласта одним из рассмотренных выше способов; затем находят по корреляционной связи Р_п—k_n соответствующее значение Р_п и с учетом р_в вычисляют р_вп . Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне содержит полностью водонасыщенную часть, величину р_вп определяют непосредственно по диаграммам БЭЗ или индукционного метода в этой части коллектора.

3. 3. Рассчитывают Р_н.

4. По зависимости P_H=f (k_B) для данного класса коллектора , которую получают экспериментально в лаборатории на образ­цах данного коллектора, находят величину k_B, соответствующую значению P_H

5. Вычисляют параметры k_E, k_T или k_ur (в зависимости от фазового состояния углеводородов) как 1—k_B.

Существуют два способа получения зависимостей P_H=f(k_B)_y которые различаются способами моделирования k_B в исследуемом образце коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют k_B в пределах от k_B, =100% до k_{B min}=k_B св, далее получают для крайних (1 и k_B св) и двух-трех промежуточных значений k_B соответствующие им величины Р_н и составляют для каждого образца экспериментальный график P_H=f{k_B). Затем, получив множество зависимостей P_H = f (k_B, ) для индивидуальных образцов коллектора, группируют их по классам коллекторов и для каждого класса составляют усредненный график Р_н = = f(k_B) с характерным для этого класса значением п .

Зависимости первого типа моделируют условия, близкие к условиям переходной зоны, и могут быть применены в первую очередь для определения k_B в коллекторах, расположенных в переходной зоне.

Зависимости второго типа составляют на основе семейства графиков Pn = f(k_B) для различных классов коллекторов. Эти зависимости P_Hmax = f (k_B, св) являются геометрическим местом точек, ограничивающих семейства графиков слева и имеющих координаты Рн mах и k_{B св}, характерные для данного класса коллекторов. Такие зависимости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтяной или газовой залежи и могут быть применены в первую очередь для определения k_{B CB} в коллекторах, расположенных в этой части залежи.

Определить по р_п коэффициент k_B можно в необсаженных скважинах, заполненных РВО, по данным БЭЗ и индукционного метода; в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами при заполнении их РВО или РНО, и в скважинах необсаженных, заполненных РНО, получить k_B, можно только по диаграммам индукционного зонда.

В настоящее время метод сопротивлений — основной метод ГИС, дающий информацию о параметрах k_H, k_T, k_HГ на стадии оперативной интерпретации данных ГИС в разведочных скважинах, законченных бурением, на стадии завершения разведки и подсчета запасов и, наконец, на стадии разработки месторождения в эксплуатационных необсаженных скважинах.

Метод сопротивлений используют для определения й_н, k_r, k_Hr в межзерновых терригенных коллекторах — чистых и глинистых песчаниках и алевролитах, в карбонатных коллекторах с межзерновой или преимущественно межзерновой пористостью с

K_{п общ,} >6—10%.

б)Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения для слоистых глинистых терригенных коллекторов по данным методов сопротивлений .

Слоистый глинистый терригенный коллектор представлен чередованием тонких прослоев коллектора (продуктивного или водоносного) и глины. Удельное сопротивление продуктивного слоистого коллектора р_п определяется из уравнения

г де р_Нп, р_гл — удельное сопротивление нефте-газонасыщенного прослоя коллектора и глинистого прослоя; Х_гл— доля общей мощности слоистого коллектора, приходящаяся на глинистые прослои.

Прослои коллекторов и глин в пачке глинистого продуктивного коллектора настолько малы по мощности, что выделяются они в лучшем случае только на диаграммах микроэлектрических методов (МБК и др.), которые ие дают информации о неизмененной части коллектора. По диаграммам БЭЗ, особенно больших зондов (АО>4 м), и индукционного метода удается определить лишь интегральное значение удельного сопротивления пачки р_п.

Рис. 6. Палетка для определения величины рнп по значению р_п пачки и Х_гл в слоистом глинистом коллекторе.

Шифр кривых — Р_нп/Р_гл

Величину рнп можно определить и графическим путем по палетке, представленной семейством расчетных графиков р_п/р_гл = f (Хгл) для различных отношений р_НП/р_ГЛ =const (рис. 6).

Описанными способами получают параметр k_B и соответствующие ему значения k _н, k_T или k_Hr (в зависимости от фазового состояния углеводородов) в прослоях продуктивного коллектора глинистой пачки. Эти значения относятся, естественно, только к суммарной эффективной мощности h_{эф сумм} , и в формуле подсчета запасов для такого коллектора присутствует произведение к_н h_эф или К_Г h_{эф сумм}. Иногда рассчитывают значения k_B и соответствующие ему величины k_H, k_T или k_HГ для всей мощности пачки h_{п сумм} :

К_В= k_B h_{эф сумм}/ h_{п сумм}

Значение k_n всегда будет меньше k_нг. При использова­нии k_Н, k_Г или k_НГ в формуле подсчета запасов применяют произведение k_Н h_{п сумм} или k_Г h_{п сумм} и т. д.

Библиографический список:

1. Добрынин ВМ., Вендельштейн БЮ., Пезванов РА., Африкян А.Н., Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986

2. Итенберг С.С., Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.

- 6 -