загрузка...
загрузка...
На головну

лекція 29

  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. Виділення глинистих колекторів. Ефективна потужність неоднорідного колектора. Параметри пласта визначаються методами ГІС.

Величина коефіцієнта нафтогазонасиченості КНГ характеризує відношення обсягу пір, зайнятих нафтою або газом, до всього обсягу пір породи. Залежно від виборчої змочуваності поверхні пор водою або нафтою розрізняють породи гідрофільні і гідрофобні. У природних умовах переважна частина гірських порід гідрофільна, тобто тверді частинки, що утворюють колектор, змочуються водою. Повністю гідрофобні колектори, в яких плівка нафти обволікає тверді частинки породи, зустрічаються дуже рідко. У пластових умовах більш імовірною може бути часткова гідрофобізація колектора (наприклад, в чистих або слабогліністих колекторах з високим коефіцієнтом нафтогазонасиченості або в колекторах з в'язкою нафтою, що містить повехностно-активні речовини).

Для повністю гидрофобного колектора величина коефіцієнта нафтогазонасиченості дорівнює одиниці. У всіх інших випадках у колекторі завжди міститься певна кількість води, яке визначається

Виділення колекторів: 1 колектор, 2-й 3-неколлекторов

коефіцієнтом залишкової водонасиченому (або просто коефіцієнтом водонасиченому) Кв. Коефіцієнт водонасиченому характеризує вміст у породі нерухомою води Кв СВ, Пов'язаної з поверхнею пір силами молекулярного зчеплення, і рухомий води Кв.под. таким чином,

Кв = Дов СВ + Кв.под (13.1)

Для гідрофільних і частково гідрофобних порід справедливо рівність:

Кнг + Кв = 1. (13.2)

При знаходженні колекторів в зоні з граничною нафтогазонасиченості, де відсутня рухлива залишкова вода, Кв = Кв СВ. величину Кв СВ називають також коефіцієнтом незнижуваної мінімальної водонасиченому.

Дані електрометрії дозволяють оцінювати коефіцієнт нефтенасищенності Кн в нафтоносному колекторі, коефіцієнт газонасиченості Кг в газоносному і коефіцієнт нафтогазонасиченості Кнг в породі, що містить і нафту, і газ.

За нейтронним методам в обсаджених свердловинах можна визначати Кг в газо- і нафтогазонасиченості колекторах. У нафтогазонасиченості колекторах визначивши Кнг за даними електрометрії, а Кг за даними нейтронних методів, можна встановити величину Кн. Розроблено способи оцінки Кн за даними ІННК в комплексі з одним із методів пористості, засновані на відмінності нейтронних параметрів в нафті, газі і воді, яке збільшується з ростом мінералізації пластових вод.

Інтенсивний розвиток отримали діелектричні методи (хвильової діелектричний ВДК, Діелектричний індуктивний ДІК), Фізичною основою яких є відмінність гірських порід і насичують флюїдів за величиною діелектричної проникності. Діелектрична проникність гірських порід визначається в основному їх вологонасичення. У зв'язку з цим дані діелектричних методів дозволяють встановлювати коефіцієнт водонасиченому і характер насиченості колекторів.

Виділення між зернових колекторів (на кривих відзначені штрихуванням) в карбонатному розрізі шляхом поєднання нормалізованих по пористості кривих БК і НГК

В ході інтерпретації даних геофізичних досліджень необхідно вирішити ряд найважливіших завдань по визначенню параметрів колекторів, необхідних для підрахунку запасів нафти і газу конкретного родовища і оцінки його промислової перспективності. Як вже зазначалося вище, найкращих свідчень вдається досягати в разі комплексних досліджень та інтерпретації отриманих результатів. Однак кожен з методів ГІС в більшій чи меншій мірі здатний розпізнавати ваш параметр. Найважливішими є такі:

- Коефіцієнт глинястості;

- Коефіцієнт пористості;

- Коефіцієнт нафтогазонасиченості;

- Положення ВНК, НГК, ГВК;

- Ефективна потужність.

Коефіцієнт глинястості в даний час визначають двома методами - методом власних потенціалів і методом природної радіоактивності (гамма-метод).

Основою для визначення коефіцієнта відкритої пористості  за даними методу опорів є зв'язок між питомим опором повністю водонасичених породи  , Параметром пористості (відносним опором)  і питомим опором води  , Насичує породу.

Всі способи визначення  колекторів по питомому опору містять в собі такі загальні для них операції.

Питомий опір визначають в зоні пласта, насиченого повністю або переважно водою з відомої мінералізацією. Для досліджуваного колектора використовують залежність  , Отриману з урахуванням пластових умов. Реалізацію будь-якого із способів визначення  за даними методу опорів завершують розрахунком параметра  досліджуваного колектора і визначенням  , Яке відповідає даному  , За допомогою відомої залежності  . порядок перебування  за допомогою індукційного каротажу наступний:

1) визначають питомий опір колектора  , Повністю насиченого пластової водою, в одній з законтурного свердловин по діаграмах електричних зондів з великим радіусом дослідження - індукційним (або БЕЗ розміром  м). Виконання цієї умови необхідно для виконання гарантованого значення  незміненій частині колектора за межами зони проникнення фільтрату бурового розчину.

2) розраховують питомий опір  пластової води досліджуваного продуктивного горизонту. Для родовищ, що знаходяться в завершальній стадії розвідки або переданих в розробку значення  зазвичай відомо. Для родовищ, що знаходяться в початковій стадії розвідки величину  визначають: а) по залежності  при відомій температурі пласта в досліджуваній свердловині відповідно до відомим значенням  , Отриманим за даними хімічного аналізу проби пластової води; б) за даними безпосереднього вимірювання  в лабораторії на пробі пластової води, отриманої опробователем на кабелі (ОПК); в) за амплітудою аномалії власного потенціалу, зареєстрованої в досліджуваному шарі на діаграмі СП.

3) обчислюють параметр .

4) по залежності  , Отриманої для досліджуваного класу колекторів в лабораторії на водонасичених зразках породи з урахуванням пластових умов, визначають значення  , Відповідне обчисленому параметру .

Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості грунтується на наступному: по питомій опору  колектора отримують коефіцієнт водонасичення  пір без встановлення фазового стану вуглеводнів, присутнього в порах. Отже, в нефтенасищенних колекторі визначають коефіцієнт нефтенасищенних  , В газонасичених - коефіцієнт газонасичення  , В нафтогазонасиченості - коефіцієнт нафтогазонасиченості .

Коефіцієнт водонасичення знаходять так:

1) визначають  досліджуваного пласта за даними індукційного каротажу;

2) встановлюють  пласта одним з розглянутих вище способів; потім знаходять по кореляційної зв'язку  відповідне значення  і з урахуванням  обчислюють  за формулою

 . (13.3)

Якщо свердловина перетнула пласт в водонефтяной зоні і інтервал пластового перетину містить повністю водонасичених частина, величину  визначають безпосередньо по діаграмах індукційного методу в цій частині колектора;

3) розраховують  за формулою

 , (13.4)

де П - коефіцієнт поверхневої провідності.

4) по залежності  для даного класу колектора, яку отримують експериментально в лабораторії на зразках даного колектора, знаходять величину  , Що відповідає значенню ;

5) обчислюють параметри ,  або  (В залежності від фазового стану вуглеводнів) як .

Існує два способи отримання залежностей  , Які розрізняються способами моделювання  в досліджуваному зразку колектора. У першому способі на кожному зразку змінюють  в межах від  до  ; далі отримують для крайніх (1 і  ) І двох-трьох проміжних значень  відповідні їм величини  і становлять для кожного зразка експериментальний графік  . Потім, отримавши безліч залежностей  для індивідуальних зразків колектора, групують їх за класами колекторів і для кожного класу становлять усереднений графік  з характерним для цього класу значенням n (Ріс.18.5).

Залежно першого типу моделюють умови, близькі до умов перехідної зони, і можуть бути застосовані в першу чергу для визначення  в колекторах, розташованих в перехідній зоні.

Залежно другого типу складають на основі сімейства графіків  для різних класів колекторів. ці залежності  є геометричним місцем точок, що обмежують сімейство графіків зліва і мають координати и  , Характерні для даного класу колекторів. Такі залежності моделюють умови в зоні граничного насичення нафтової і газової поклади і можуть бути застосовані для визначення  в колекторах, розташованих в цій частині поклади.

Коли колектор насичений нафтою або газом тільки у верхній частині, що спостерігається в «водоплавних» нафтових покладах за даними методу опорів визначають положення водонефтяного (ВНК) і газоводяного

(ГВК) контактів. Контакт нафту-вода в природних колекторах не є чітким, оскільки перехід між нафтою і газом в колекторі поступовий. Це пояснюється впливом капілярних сил на розподіл води в порах в нижній частині нефтенасищенной колектора. Таким чином, при перетині колектора свердловиною в водонефтяной частини поклади характерна наявність трьох зон: зони максимального нефтенасищенних (максимальні значення  і мінімальні значення и  ), Перехідної (значення , и  змінюються по розрізу від величин, характерних для нафтоносної частині, до їх значень, характерних для водоносного колектора) і зони повного вологонасичення, для якої , и  . Межами перехідної зони є підошва зони максимального нефтенасищенних колектора і покрівля водоносної частини колектора - дзеркало води.

Залежність параметра насичення  (або  ) Від коефіцієнта водонасиченому  (Або нефтенасищенності  ) Порід.

а - Для піщано-глинистих і карбонатних порід (по В.Н. Дахнова): 1 - піщано-глинистих гідрофільних; 2 - слабогідрофобних; 3 - гідрофобних; 4 - карбонатних; б - Для піщаних колекторів з різною глинистих (по Б.Ю. вендельштейн); області: I - нафта (газ); II - нафта (газ) + вода; III - вода.

Кордон, вище якої отримують промисловий приплив нафти з водою, приймають за водонефтяной контакт (ВНК). Положення ВНК по діаграмах індукційного методу визначають так: встановлюють межі перехідної зони, визначають значення  в зоні максимального нефтенасищенних і  в водоносному колекторі. Виходячи з отриманих значень ,  і з урахуванням лінійного закону зміни питомого опору  перехідної зони складають графік  . На основі результатів випробування або кривих фазового проникності встановлюють критичні значення и  для даного типу колектора, які відповідають нижній межі інтервалу, що дає при випробуванні чисту нафту або нафту з водою. ВНК проводять на глибині, кото рій відповідає величина  на графіку .

Газоводяного контакт (ГВК) за даними індукційного методу визначають так само, як і водонефтяной.

Газонафтовий контакт (ГНК) встановлюють за даними комплексу індукційного і нейтронного методів. Індукційний метод не дозволяє розділити газо- і нефтенасищенной колектори, але дає можливість визначити насичення всієї потужності даного об'єкту вуглеводнями. Положення ГНК встановлюють в результаті спеціальних досліджень одним із стаціонарних нейтронних методів (НГМ або ННМ-Т), які виконуються за спеціальною програмою: перший завмер до спуску колони, другий - безпосередньо після зміцнення свердловини колоною; наступні виміри виконують через інтервали часу, щоб забезпечити появу і зростання підвищених показань в газоносної частини колектора в порівнянні з нафтоносної. Дослідження закінчують при стабілізації підвищених показань в газоносної частини колектора, що відзначається підвищеними показаннями НГМЕ.

Визначення ГНК і ВНК в терригенном колекторі при комплексуванні методів опорів і нейтронного гамма-методу (по В.Н. Дахнова). Пісковик: 1 - газоносний; 2 - нафтоносний; 3 - водоносний; 4 - глина; 5 - неколлекторов. Заштриховані ділянки кривих відповідають колекторам.

Ефективну потужність знаходять наступним чином: спочатку визначають положення кордонів пласта, потім відстань між кордонами приймають за його потужність. Межі пластів при потужності більше 4 м на кривих сфокусованих зондів визначаються по середині аномалії, де її ширина дорівнює фактичній потужності пласта. У пластах меншою потужності певна таким чином потужність виявляється менше фактичної - фіктивна потужність пласта. Достовірне виділення пластів малої потужності можливо лише в разі, коли досліджувані пласти представлені породами нижчого опору в порівнянні з вміщають породами, а їх потужність перевищує 1-1,5 м.

При визначенні потужності похилого пласта необхідно враховувати його кут падіння. У тому випадку, коли кут падіння пласта не перевищує  , Форма аномалій на кривих ІК не відрізняється від таких в горизонтальному шарі. Однак, використовуючи при визначенні потужності похилого пласта правила, призначені для горизонтального пласта, ми отримуємо уявлення про його видимої потужності. За отриманого значення видимої потужності можна знайти справжню потужність за формулою

 , (18.1)

де  - Справжня потужність пласта,

 - Його видима потужність,

? - кут падіння пласта.

Якщо кут падіння пласта перевищує  , То визначення його істинної потужності ускладнюється. В. Н. Дахнова була розроблена методика визначення потужності крутопадающих пластів, яка обчислюється за формулою

 , (18.2)

де  - Справжня потужність пласта,

 - Його видима потужність,

? - кут падіння пласта,

 - Діаметр свердловини,

k - поправочний коефіцієнт, що враховує поправку, внесену в потужність пласта за рахунок спотворення кривої.

Методика В. Н. Дахнова використовується для наближених оцінок.

:

Крива залежності поправочний коефіцієнт k в рівнянні від кута падіння пласта ? (по В.Н. Дахнова).

 



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

лекція 19 | лекція 20 | лекція 21 | лекція 22 | лекція 23 | акустичний каротаж | лекція 25 | лекція 26 | Застосування даних каротажу для вивчення геологічної будови родовищ. |

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