загрузка...
загрузка...
На головну

лекція 28

  1. Базова лекція
  2. Базова лекція
  3. Базова лекція
  4. Базова лекція
  5. Базова лекція
  6. Базова лекція
  7. Базова лекція

Застосування даних каротажу для виділення колекторів, оцінки колекторських властивостей і нафтогазонасиченості. Поняття «колектор», «неколлекторов», «продуктивний колектор» Ознаки виділення межзернового колектора Виділення негліністих піщаних колекторів Виділення глинистих колекторів

При бурінні нафтових і газових свердловин основним завданням каротажу є виділення в розрізі свердловини колекторів і оцінка характеру їх насичення (вода, нафта, вода)

«Колекторами» називають пласти, представлені породами, спосіб-ними містити нафту і газ і віддавати їх. Основними властивостями колектор-рів є пористість і проникність. Зазвичай колекторами є:

-пескі, пісковики, алевроліти,

- Пористі доломіт і вапняки,

-трещінние породи.

Найбільш типовими представниками непроникних порід (НЕ колекторів) є:

- Гіпси, аргіліти,

- Малопорістие щільні вапняки, доломіт і пісковики (якщо вони не трещинние)

- Гіпси, ангідриту.

Теригенний розріз - це піщано-глинистий розріз.

Ознаки виділення межзернового колектора з геофізичних матеріалів можна розділити на дві групи:

- Перша група об'єднує прямі якісні ознаки, засновані на більш високій проникності колектора в порівнянні з вміщають породами і на проникненні в колектор фільтрату глинистого розчину.

- Друга група включає непрямі кількісні ознаки колектора, засновані на відміну колектора від порід, що вміщають по пористості і глинястості; це дозволяє виділити пласти-колектори в інтервалах з підвищеною пористістю і зниженою глинистих по діаграмах відповідних геофізичних методів.

Для виділення колекторів крім геофізичних методів можна використовувати діаграми тривалості буріння і «фільтраційного методу» (фіксування кількості рідини, що поглинається в процесі буріння породами), реєструються спеціальними автоматичними станціями контролю параметрів буріння.

Виділення негліністих піщаних колекторів

У піщано-глинистих (теригенних) відкладеннях колектори в основному виділяються по кривій ПС. При звичайному спостерігається випадку, коли мінералізація пластових вод більше мінералізації ПЖ і ПС пряма (+ --), піщані і алевритові пласти, які є колекторами, виділяються мінімумами на кривій ПС, Глини (непроникні породи) - максимумами.

Зазвичай значення потенціалів ПС проти глин розташовуються на одній лінії - лінії глин, Що відповідає ділянкам кривої з найбільш високим потенціалом. Значення потенціалів проти піщаних і алевролітових пластів розташовуються на деякій іншій лінії. Залежно від того, до якої з цих ліній ближче показання кривої ПС для даного пласта, його слід або колектором, або глинистих пластом.

якщо мінералізація ПЖ більше, ніж мінералізація ПВ, то ПС виходить зворотною: глини відзначаються мінімумами, а піщані і алевролітовие пласти (колектори) - максимумами на кривій ПС (+ - -).

У ряді випадків, коли мінералізація ПЖ (При заповненні свердловини мінералізованою ПЖ) Близька до мінералізації ПВ - крива ПС не може  Виділення колекторів в терригенном оазрезе по діаграмах стандартного комплексу ГІС.

Колектор: 1 нафтоносний, 2 водоносний, 3-алевроліт глинистий, 4-піщаник з карбонатною цементом, 5-глина, 6-ділянки діаграм, відповідні колектору

бути використана для розчленування розрізу на піщані та глинисті пласти. У цих випадках колектори виділяють по кривій ГК, На якій глини відзначаються максимумами показань, а піщані і алевролітовие пласти (колектори) - мінімумами. Велику допомогу у виділенні колекторів надає кавернограмма.

Негліністих пісковики і алевроліти майже завжди досить поріс-ти і проникні, щоб бути потенційними колекторами нафти і газу. Тому якісне виділення пісковиків і алевролітів при літології-зації розчленуванні розрізів сприяє виділенню піщаних колектор-рів.

Додатковими ознаками колекторів є:

- Наявність глинистої кірки

- Позитивні прирости на діаграмах МКЗ (?МПЗ > ?МГЗ )

або комплексу МБК - БК (?БК > ?МБК )

Окварцованние, засолонённие і карбонізітрованние пісковики можуть мати низьку загальної пористістю (5 - 10%) і при відсутності в них гли-ність включень. Їх відносять до колекторів при наявності прямих призна-ков:

- Глинистої кірки

-негативних аномалій ПС

- Збільшень на діаграмах МКЗ або МБК-БК. (Рис 2.2)

Виділення глинистих колекторів

До глинистих колекторам відносять пісковики і алевроліти, утримуючи-щие значна кількість глинистого матеріалу

- Розсіяного в порах породи (дисперсна глинистість), або

- Розташованого в вигляді окремих гранул (структурна глинистість),

- Прошарку (шарувата глинистість).

Виділення глинистих колекторів виробляють за тими ж ознаками і критеріями, які використовуються для чистих колекторів, але ускладнюється тим, що амплітуда ПС проти них значно менше, ніж проти негліністих (чистих) піщаних пластів при тому ж співвідношенні мінералізацій ПВ і ПЖ. А при великій відносній глинястості свідчення ПС проти глинистих колекторів виходять близькими до показань проти глин. Рішення ускладнюється тим, що зі збільшенням відносної глинястості прямі і непрямі ознаки колекторів поступово зникають:

- Зменшується величина негативної аномалії ПС

- Зникають глинисті кірки і викликані ними позитивні Прир-щення МКЗ

- свідчення ?Iгк, ?Iнгк, ?t наближаються до значень нехарактерним для колекторів.

Глинистість визначається по діаграмах:

- ПС - Відносна глинистість

- ГК - Об'ємна глинистість

При великий відносної глинястості (> 0,4) не завжди вдається розділити заглінізірованние колектори і сільногліністие непроникним-мі породи.

Виділення глинистих колекторів однозначно проводиться по кри-вим ЯМК, Який заснований на вимірюванні ядерної намагніченості гірських порід в розрізі свердловини.

Передумовою для виділення колекторів, головним чином межзер-нових, по величині якого-небудь параметра породи, наприклад, коефіцієнта пористості або коефіцієнта глинястості, є те, що терригенного типу колектора відповідає певна область значень цього параметра, при цьому кордоні «колектор - неколлекторов» відповідає певне граничне значення використовуваного параметра - коефіцієнта пористості або коефіцієнта глинястості.

Знаючи граничне значення параметра за яким проводиться розподіл порід на колектори і не колектори на діаграмі ГІС проводять рівень, що відповідає цьому значенню, який дозволяє виділити в розрізі колектори за ознакою:

kп > kп гр

коефіцієнт пористості kп теригенних порід визначається в основному глинистих порід. величина kп теригенних порід закономірно знижується з ростом глинястості колектора, яка характеризується параметрами: - масова глинистість Сгл

- Об'ємна глинистість kгл

- Відносна глинистість ?гл.

У свою чергу, зі зменшенням пористості і зростанням глинястості в колекторі зростає частка капілярів малого розміру (r <1 мкм), що не пропускають пластові флюїди, і знижується досягаючи в кінці кінців нуля, частка фільтруючих капілярів (r> 1 мкм), що забезпечують здатність породи бути проникною (величина kпр> 0).

Отримують граничні значення пористості і глинястості на основі граничного значення kпр коефіцієнта проникності, яке визначають:

1. статичним шляхом

2. по величині мінімального рентабельного дебіту нафти і газу.

3. на основі петрофізичних зв'язків.

Виділення колекторів по діаграмах методів пористості по критичної величини kп набуло поширення головним чином для карбонатних розрізів і для різновидів терригенного розрізу, представленого ущільненими породами з низьким вмістом глинистого матеріалу. Для типових теригенних розрізів цей спосіб виділення колекторів застосовують рідко, так як при обліку впливу глинястості на показання перерахованих методів виникають труднощі.

Діаграми геофізичних методів глинястості - мимовільної поляризації, гамма- методу - навпаки, широко застосовують для виділення колекторів в терригенном розрізі.

Геофізичні властивості гранулярного карбонатного колектора є найбільш характерними, близькими до таких же властивостям гранулярних піщаних колекторів.

особливістю міжзернових карбонатних колекторів в порівнянні з теригенними є:

- Більш низька граничне значення коефіцієнта пористості kп* (Зазвичай 6-8% замість 10-18% для теригенних) і більш низькі значення kп в цілому для колекторів.

- Значно менша в цілому ступінь глінізаціі, що дозволяє з більшою надійністю використовувати діаграми основних методів пористості - нейтронних і акустичних - для виділення колекторів і визначення їх пористості.

- Слабкий зв'язок колекторських властивостей з вмістом глинистого матеріалу (нерозчинного осаду) при малій глинястості.

Нижня межа зміни коефіцієнта пористості kп, характеризує кордон розділу колектор - неколлекторов для карбонатних між зернових порід, коливається в широких межах (3 - 15%), що свідчить про велику різноманітність структур порового простору для різних видів карбонатних порід.

Методика виділення між зернових колекторів в карбонатному розрізі в основному аналогічна застосовуваної для терригенного розрізу: використовується комплекс прямих ознак - характерні свідчення мікрозондів, Каверномер при бурінні на глинистому розчині і прийоми виділення по діаграмах методів пористості з урахуванням критичної позначки kп*.

Виділені в розрізі свердловини колектори необхідно розділити на водоносні і нефтегазонасищеннние, тобто продуктивні. Нефтегазонаси-щенние (продуктивні) колектори в свою чергу поділяються на промислово продуктивні і безперспективні щодо отримання нафти і газу в кількості, достатній для промислових цілей.

Виявлений нафтогазоносний горизонт в залежності від призначення свердловини:

- Рекомендується до випробування, або

- Намічають для експлуатації

Отримані в ньому дані використовують для:

- Оцінки нафтової і газової поклади і

- Підрахунку запасів нафти і газу

У найбільш простому випадку водоносні колектори мають низький питомий опір, а нафтогазоносні - висока. Завдання оцінки нафтогазоносності легко вирішується, якщо відомо питомий опір пласта.

Однак, в загальному питомий опір не є характерною величиною для оцінки нафтогазоносності пласта, тому що діапазон значень питомого опору нафтогазоносного пласта такий же як і для питомої опору малопористих і багатьох водоносних шарів.

Нафта і газ роблять приблизно однаковий вплив на питомий опір породи. Розрізнити по питомому опору нафтоносні і газоносні пласти зазвичай не представляється можливим.

Якби поровое простір породи було цілком заповнене неф-ма або газом, то питомий опір її було б дуже великим. Але в порах нафтоносних і газоносних пластів, крім нафти і газу міститься певна кількість мінералізованої пластової води. Обволікаючи зерна породи, вона утворює мережу тонких каналів і плівок, які пронизують породу в усіх напрямках. Наявністю цієї мережі і пояснюється провідність нефтенасищенних і газонасичених пластів. Основні принципи виділення і оцінки характеру насичення між зернових карбонатних колекторів за даними ГІС ті ж, що і для терригенного розрізу. Ці колектори характеризуються зазвичай неглибоким проникненням, а їх питомий опір ?п и ?вп при насиченні відповідно нафтою (газом) або водою розрізняються у багато разів, тому продуктивні і водоносні колектори легко виділити по величині ?к і навіть за величинами ?еф на діаграмі індукційного методу або ?к великих градієнт-зондів. Тобто прогнозна оцінка нафтогазоносності заснована:

- На відмінності питомих опорів колекторів, насичених водою і нафтою (або газом). У свердловинах, пробурених на прісних ПЖ, питомий опір ?пв<< ?ф. В цих умовах ?п > ?зп або ?п > ?пз вказує на можливе нафтогазонасиченості колектора. У загальному випадку висновок про нафтогазоносності порід отримують, порівнюючи, у скільки разів ?п пласта більше його значення ?вп при 100% -ої водонасиченому (тобто за коефіцієнтом збільшення опору Рн). значення Рн> 1 вказують на присутність нафти або газу в пласті. Однак пласт віддає нафту і газ тільки за умови, що Рн перевищує деяке критичне значення Рн.кр, величина якого залежить від геологічних характеристик пласта і фізико-хімічних властивостей пластової води і нафти. Здатність води, нафти і газу переміщатися в поровом просторі порід під дією прикладеного тиску (відносна проникність) неоднакова при різному вмісті цих флюїдів в порах.

Під сумарною потужністю ?h нафтогазонасиченості колектора розуміється різниця між висотними відмітками залягання покрівлі і підошви колектора в досліджуваної свердловині (при повному насиченні колектора нафтою і газом) або різниця між висотними відмітками залягання покрівлі колектора і водонефтяного і газонафтового контактів (при плаваючою поклади).

Покрівля та підошва колектора встановлюються за даними інтерпретації діаграм геофізичних методів дослідження свердловин. При цьому переваги віддаються діаграм найбільш інформативних геофізичних параметрів. Для терригенного розрізу це діаграми ЕК (Особливо мікрометодів) ?к (?еф), ПС (Uпс), ГК (Iгк), для карбонатного - діаграми НК (In?), ГГК (I??), АК (?t). При викривленні свердловини необхідно вводити поправку, використовуючи дані інклінометрії.

Під ефективною потужністю неоднорідного колектора мається на увазі сумарна потужність (по вертикалі) нафто- і газонасичених уславитися-їв, що володіють динамічної пористістю і залягають в межах досліджуваної нафтогазонасиченості частини колектора. Всі прошарки, що включаються в ефективну потужність, повинні володіти достатнім набором ознак колектора. В якості таких ознак використовують: комплекс якісних ознак проникнення фільтрату ПЖ в пласт (поява глинистої кірки; зміна електричного опору в радіальному напрямку за даними БКЗ, МК, БМК-БК і повторних замірів БК; зміна опорів за методикою «каротаж- випробування-каротаж»; зміна показань НК при повторних вимірах; наявність вільних флюїдів за даними ЯМК; кількісні критерії [ kп > kп.гр і досягнення поруч геофізичних характеристик (?пс , Ігк , ІНГК, ?t, ?) Значень, характерних для кордону «колектор-неколлекторов»]. Правомочність застосування перелічених ознак для визначення hеф обґрунтовують результатами випробувань кожного пласта (прослоя) в декількох свердловинах на родовищі.

Виділення трещинних карбонатних колекторів

.



Попередня   23   24   25   26   27   28   29   30   31   32   33   34   35   36   37   38   Наступна

Радіоактивний каротаж. Гамма-гамма каротаж | лекція 19 | лекція 20 | лекція 21 | лекція 22 | лекція 23 | акустичний каротаж | лекція 25 | лекція 26 |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати