25275 (686778), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

б) Что означает каждый из коэффициентов в уравнениях. Можно ли говорить о каких-то литолого-физических особенностей коллекторов Томской области и их различиях на отдельных месторождениях?

К_п = а•α_пс + b;

а – коэффициент, указывающий на чувствительность коэффициента пористости к глинистости;

b – коэффициент, указывающий на пористость глин.

Р_п = а•К_п^-m_;

а – коэффициент, изменяется от 0,4 до 1,6;

m – показатель цементации для неглинистых пород;

m = 1,3–1,4 – хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники;

m = 1,8–2,0 – сцементированные песчаники и известняки с межгранулярной пористостью;

m < (1,8–2,0) – с трещиноватой пористостью;

m > 2,0 – с кавернозной пористостью.

Р_н = а•К_в^-n;

а – константа коллектора, коэффициент, указывающий на сложность геометрии пор (чем он больше, тем сложнее геометрия пор);

n – константа коллектора, показатель, характеризующий крутизну кривой, зависит от степени цементации;

1) межзерновые гидрофильные коллекторы:

n = 1,3–1,6 – глинистые терригенные;

n = 1,8–2,0 – хорошо сцементированные слабоглинистые терригенные и карбонатные;

2) коллекторы со сложной геометрией пор:

n = 1–1,3 – кавернозные породы;

n >> 2 – трещиноватые породы;

3) гидрофобные коллекторы:

n > 2 и тем больше, чем больше гидрофобность коллектора.

Поскольку в уравнениях есть различие в коэффициентах, значит, существуют различия в типах коллекторов, поэтому можно говорить о литолого-физических особенностях месторождения, коллекторов Томской области и их различиях.

По свободному члену в уравнении К_п (равном 0,091) можно говорить о том, что наибольшей пористостью обладают породы по области, но чувствительность коэффициента пористости к глинистости в этом случае наименьшая (коэффициент а в уравнении – наименьший).

в) Для граничных значений пористости коллектора горизонта Ю₁ (10 – 20)% используя уравнения месторождения определите соответствующие им значения α_пс, К_гл и К_пр, а также W, Р_п при полном водонасыщении и при К_в = 0,5. Совпадает ли вычисленный интервал К_пр с приведенным в тексте?

К_п = 0,1205•_пс + 0,07; _пс = (К_п – 0,07)/0,1205

К_гл=0,4346-0,3846_пс

lgК_пр=3,27_пс – 1.261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261)

W= К_п· К_в

Р_п=0,922К_п^-1.745

Часть вычисленного интервала К_пр попадает в интервал, приведенный в тексте.

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

а) Каким граничным значениям К_п, К_гл и К_пр соответствуют приведенные критерии коллектора по α_пс?

Граничные значения:

• для газ – нет;

• для нефти α_пс = 0,43.

К_п = 0,1205•_пс + 0,07 = 0,121815;

К_гл=0,4346-0,3846_пс = 0,269222;

lgК_пр=3,27_пс – 1,261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261) = 1,396689924.

б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти ρ_п зависит от α_пс? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение ρ_п, выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом α_пс. Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение ρ_п, которое вычисляется по следующей формуле: _п2,4_пс+3,4; так как критерий коллектора для нефти _пс≥0,43, а критерий получения чистой нефти - _пс<0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

_п2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение _п, выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρ_п≥4,5 Ом*м.

в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Р_н и ρ_п из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

Номер образца 201/15.

Р_п = ρ_вп / ρ_в; ρ_вп = Р_п•ρ_в; ρ_в = 0,075 Ом•м

ρ_вп=17,5*0,075= 1,3125 Ом•м

К_в=1,023•Р_н^-0.64; Р_н=(1.023/К_в)^1,5625;

Р_н = ρ_нп / ρ_вп; ρ_нп = Р_н•ρ_вп.

• чистая нефть: Р_н= 7,57– 5,11; ρ_нп = 11,22- 7,57;

• нефть с водой: Р_н = 5,11 – 2,79; ρ_нп = 7,57 – 4,14;

• вода с нефтью: Р_н = 2,79 – 1,85; ρ_нп = 4,14 – 2,74;

• чистая вода: Р_н < 1,85; ρ_нп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (k_гл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆k_пв) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (k_п = k_п + ∆k_п), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (k_гл = k_гл + ∆k_гл). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆k_пв,∆ k_П, ∆k_гл) в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (r_v), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и r_v в прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.

Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (r_v) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (г_у = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно r_v > 0,4 м и r_v < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ≤ r_v ≤ 0,4 м) Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (р_п^v, р_п^* р_п), и определить толщины слоев V-зоны (r_v = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (p_п^v = 22 Ом*м), относят к расстоянию r₁ = 0,4 • r_v, усредненные значения УЭС для ОЗ

(p_п^* = 14 Om*m) - к расстоянию r₂ = (r_v - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (р_п - 32 Ом • м) относят к расстоянию r₃ = 1,3*r_v. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей р_п^v,р_п^*,р_п, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r₁, r₂ и r₃. Кроме данных ЭМ (р_п^v,р_п^*,р_п, r_v и r^*) а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. W_п^НМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δ_п^ГГМ) и акустического (AM. t_п^АМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (k_гл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (k_пво), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое r_v = 0,3 м содержит ЗП (∆k_пв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆k_п = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆k_гл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.

V-зоны и добывные возможности коллекторов

При оценке продуктивных пластов данные ГИС позволяют устанавливать факторы, влияющие на их потенциальные добывные возможности.

В |2, 4, 5] рассмотрены отличительные особенности формирования ЗУ в V-зоне. Отмечено, что при внедрении глинистых частиц (∆k_гл) в поры коллектора в пределах V-зоны снижается эффективная пористость (∆k_п^эф). Это происходит как за счет внедряющейся в пласт глины (∆k_гл), так и за счет воды, связываемой этой глиной. Следовательно, параметры ЗУ можно использовать для оценки снижения эффективной пористости в V-зоне: ∆k_п^эф = (1 + α)* ∆k_гл, где α*∆k_гл = ∆k_ПВО^эф. В отличие от ЗУ, в ЗР (∆k_п) повышается эффективная пористость. В свою очередь, изменение эффективной пористости ведет к изменениям проницаемости и добывных возможностей коллектора. При формировании ЗУ добывные возможности уменьшаются в среднем в 1,6 раза [2].

Необходимо указать на принципиальные ограничения возможностей ГИС. заключающиеся в том, что рассеянная глина (k_гл) в порах породы по УЭС (р_п^ЭМ) и по нейтронной влажности (w_п^НМ) эквивалентна содержанию некоторого количества (k_пв) пластовой воды или фильтрата бурового раствора. По этому установить наличие в прискважинной области ЗУ (∆k_гл) и достоверно оценить емкостные свойства породы лишь по данным комплекса ЭМ+НМ, в силу указанных ограничений, невозможно.

Результаты интерпретации только данных ЭМ+НМ содержат многочисленные неточности и погрешности. По этим данным V-зоне пласта для ситуации, рассмотренной в предыдущем разделе, выделяются только ЗП и ОЗ, емкостные показатели определяются неверно (табл.3 и рис. 4).

Заключение

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение К_п, К_гл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—не коллектор. Зная граничное значение К_п^гр или К_гл^гр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую К_п^гр или К_гл^гр, после чего характеризуют его как коллектор или не коллектор.

Характеристики

Список файлов курсовой работы