подготовка 3. Керн гди гис основные методы получения геологопромысловой информации

• Название: Керн гди гис основные методы получения геологопромысловой информации
• Дата: 16.03.2023
• Размер: 0.71 Mb.
• Имя файла: подготовка 3.docx
• Тип: Документы; #995097

КЕРН ГДИ ГИС

Основные методы получения геолого—промысловой информации:

1. 
   Геологические (прямые) – отбор керна, шлама в процессе бурения, проб пластовых флюидов. Точечные исследования (только в скважине). Масштаб 10 см
   
2. 
   Геофизические (косвенные) – ГИС. Геофизические исследования скважин всех категорий методами промысловой – скважинной геофизики. Радиус исследования шире (1-1,5м). По длине всего ствола.(10-ки см до метра)
   
3. 
   Гидродинамические (косвенные) – ГДИ. Гидродинамические исследования пластов и скважин в работающем (динамическом) состоянии, т.е. в процессе разведки и разработки. Радиус исследования значительно шире (вплоть до межскважинного пространства 300-50 м и исследования целого пласмежпластового).
   

Мах достоверные информацию получают при проведении прямых исследований.

С помощью геологических исследований можно определить различные характеристики пластов и насыщающих их жидкостей. По керну, отобранному из продуктивных интервалов пласта определяют: возраст пород, литологический состав, ФЕС (Кп, Кпр, Кн).

Керн – цилиндрические куски горной породы, выбуриваемые из ствола скважины специальными колонковыми снарядами или бурильными головками.( боковые грунтоносы спускаются в скв на карратажном кабеле).

Длина снаряда для отбора керна на трубах 9 м.Секции можно компоноватьЮ поэтому планировать интервал выноса керна необходимо до 9м.

Длина и диаметр образцов отбираемых снарядом зависят от литологического типа пород, способа бурения, назначения и типа скважины и других параметров. Диаметр вынесенного керна 60, 80 или 100 мм. Длина образца зависит от литологии пород и составляет, как правило, от 5-6 до 12-15 см.

Выход керна определяется типом г.п. для сцементированных г.п. 60-80%, для рыхлых – 10%.

1. 
   Керн берется из скважин различного назначения в разных объемах.
   
2. 
   Назначение керна: получение максимально достоверной информации о геологическом разрезе (литология, нефтеносность, положение в разрезе)
   
3. 
   Отбор керна – это длительный и дорогостоящий процесс, который тормозит строение скважины.
   

Вынесенный керн размещают в специальные ящики, на которые наносится информация: месторождение, номер скважины, интервал проходки, номер долбления, дата отбора керна, стрелками показывается порядок укладки в ящик. В стратиграфической последовательности.

Первичное макроописание делает геолог на скважине, фотографирует и при необходимости гидроизолирует (парафином).

В случае использования изолирующего керноприемника (когда необходимо сохранить состояние керна в пластовых условиях), керн сразу оказывается во фтор-пластовой упаковке.

Исследование керна.

Макроописание

1)срочное описание керна (непосредственно на скважине) –литолгия, признаки УВ испецифичные особенности.

Макро-микро

2) Макроописание в лабораторных условиях (кернохранилище и др.), структура, текстура, наличие емкости, нефтенасыщенности

3) Микроописание в лабораториях петрофизики (изучение шлифов (минер.состав, петрографическое описание).

При прогнозе ГРП, проводят дополнительное исследование керна на прочностные характеристики (определение давления разрыва при котором образуются трещины нужного размера)

В нефтегазопромысловой практике при изучении разрезов по керну необходимо получить следующие основные данные:

1) строение разреза, последовательность напластования отложений, условия залегания пород, наличие перерывов в осадконакоплении;

2) литологическая характеристика отложений;

3) стратиграфическая принадлежность;

4) степень вторичного преобразования пород (в результате выветривания, диагенетических, катагенетических, тектонических и других процессов);

4) характер чередования, сочетания, степень однородности и мощность пород-коллекторов и пород-флюидоупоров;

5) наличие признаков нефти и газа.

Методы оценки нефтенасыщенности керна

Самым простым способом определения в песчаниках признаков нефтенасыщения является капля воды (или разбавленной соляной кислоты). Если капнуть на свежий скол образца керна каплю воды, и она не расплывается, а держится на поверхности (явление гидрофобности) или скатывается полностью, то керн насыщен УВ. В случае впитывания капли воды поверхностью керна (явление гидрофильности), порода водонасыщенная.

Для проверки образца на наличие в нем нефти применяют бензиновую вытяжку: измельченный образец помещают в пробирку и заливают бензином на 1-2 см выше образца. При наличии в нем нефти, бензин через несколько минут окрашивается в желтовато-коричневый цвет (растворение нефти);

применение люминесцентного анализа, который способен распознать даже минимальное содержание УВ в образцах г.п. (на образец наносят каплю органического растворителя и наблюдают характер свечения битумоидов).

Шлам: примерно аналогичные показатели (шлам – более раздробленный материал, чем керн).

Шлам отбирают с помощью специального набора сит через равные интервалы разреза. Сита имеют отверстия разного диаметра. Пробы шлама промывают, просушивают, укладывают в бумажные пакеты и делают этикетку.

В тетр

По отобранным пробам нефти, газа и пластовой воды – состав и свойства. Листок подготовка

Эти методы относятся к прямым методам исследования. Освещенность данными исследованиями небольшая (исследуется лишь небольшой интервал в разрезе скважины).

С помощью методов ГИС проводят несколько групп иследований: Контроль процессов бурения Исследование в необсаженных скважинах ГИС контроль за разработкой Контроль за техническим состоянием скважины

В их процессе определяют: литологический состав и ФЕС вдоль всего ствола скважины в необсаженных скважинах (на начальном этапе строительства скважины); в работающих пластах можно определить положение ВНК (начальный и текущий), изменение нефтенасыщенности пластов; в работающей скважине можно определить техническое состояние скважины (сплошность цементного камня, наличие перетоков между пластами и др.) степень освещенности методами ГИС значительно шире, число решаемых задач больше, но и «помех» в определении «истинности» параметров существенно больше. Достоверность информации ниже, эти методы относятся к косвенным методам получения информации, но степень их использования очень большая. Масштабность от нескольких см до нескольких м.

Справочник методы карротажа

ГДИ: специальные промысловые исследования, проводящиеся в работающих скважинах для определения комплексных характеристик околоскважинного, межскважинного и межпластового пространства

Необходимость исследования скважин ГДи:

ГДИ – это методы определения гидродинамических характеристик пластов или скважин по данным замеров дебитов и давлений при установившихся или неустановившихся процессах фильтрации жидкости и газов в пласте. ГДи исследования применяют с целью определения геометрических и фильтрационных характеристик пласта при известной величине давления, скорости фильтрации и дебитов в исследуемых скважинах.

С помощью этих методов в скважинах и пластах можно определить геолого-промысловые параметры пластов: Проницаемость, Гидропроводность, Пьезопроводность, Проводимость.

И показатели работы скважин:

- Коэффициенты продуктивности (для добывающих скв.)

- коэффициенты приемистости (для нагнетательных)

- коэф.гидродинамического совершенства скважины

- приведенный радиус скважины

П олученные величины представляют собой средние значения параметров в объеме изучаемого пространства, поскольку определяются в 1 скважине, между 2-мя скважинами, или в радиусе дренажа скважины. Но все же, объем горной породы, «охваченной и изученной ГДИ» намного больше, чем при исследовании керном или при ГИС, поэтому геолого-промысловые параметры, полученные по ГДИ более достоверны и чаще используются в прогнозе основных технологических решений при разработке.

Фес

Проницаемость – способность г.п. пропускать через себя флюиды при наличии перепада давлений.

Проницаемость – площадь поперечного сечения, по которому идет фильтрация.
Для оценки проницаемости пород введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости:

• 
  Абсолютная проницаемость (инертный газ) – проницаемость, измеренная при прохождении через породу флюида, в условиях полного насыщения пор этим флюидом.
  Определяется в лабораторных условиях по воздуху/газу. Величина зависит только от физических свойств пород. Коэффициент абсолютной проницаемости определяется по закону дарси.
  

измеряется в мкм2 или м²

Q – расход жидкости

– вязкость флюида

L – длина образца

F – площадь образца

– перепад давления

• 
  Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость, определенная по одному флюиду, в присутствии в породе другого флюида. Подвижность фаз флюидов возрастает с увеличением показателя их насыщенности. Зависит не только от свойств породы, но и от свойств фаз и свойств флюида.
  
• 
  Относительная проницаемость – отношение фазовой к абсолютной. Измеряется в %. Этот вид проницаемости наиболее важен при разработке. В течение всего периода строят графики зависимости относительной проницаемости от Кн и Кв (коэффициенты нефтенасыщености и водонасыщенности).
  

Физический смысл проницвемости площадь поперечного сечения.

Основные причины, от которых зависит проницаемость:

1. 
   Размер поперечного сечения пор
   
2. 
   Форма пор
   
3. 
   Характер сообщения между порами
   
4. 
   Трещиноватость породы
   
5. 
   Минеральный состав породы
   

Пористость

Пористость – свойство горной породы, заключающееся в наличии в ней разного рода пустот (пор, каверн, трещин).

• 
  Общая пористость – объем всех пор в породе. Коэффициент общей пористости - отношение объема всех пор к общему объему породы.
  

Kп = = ;

где Vзер — суммарный объем зерен, Vобр – объем образца.

• 
  Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор, каверн, трещин. Коэффициент открытой пористости отражает способность породы заполняться флюидами через сообщающиеся поры. Единица измерения - %; доли единиц.
  

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности. 

• 
  Эффективная пористость – объем пор и соединяющих их каналов, по которым возможно перемещение флюидов. Кп.эф- доля пор занятая нефтью или газом , те значение открытой пористости за вычетом коэффициента остаточной водонасыщенности
  

Кп.эф= Ко.п.( 1 – Ко.в )

По генезису поры могут быть первичными и вторичными.

1. 
   Первичные (сингенетические) – образуются при образовании горной породы и изменяются по величине и форме при её уплотнении и цементации (межзерновые поры).
   
2. 
   Вторичные (эпигенетические) – образуются при вторичных процессах (при растворении, выветривании, кристаллизации и перекристаллизации (трещины, каверны).
   

Размер пор:

• 
  Сверхкапиллярные >0,5 мм
  
• 
  Капиллярные 0,5-0,0002 мм
  
• 
  Субкапиллярные <0,0002 мм
  

Кавернозность

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде кaверн (свойственна кaрбoнaтным коллекторам).

Следует различать породы

• 
  Микрoкaвернoзные к ним относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром кaверн (пор выщелачивания) до 2 мм, может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов.
  
• 
  Макрокавернозные — с рассеянными в породе более крупными кaвернами — вплоть до нескольких сантиметров, оценивается по геофизическим данным.
  

Коэффициент кавеpнoзнoсти Кк равен отношению обьема кавеpн Vк к видимому объему образца Voбp. 



Если порода целиком кавеpнoзна, и Vмин — объем минеральной части породы. 

[ д.ед; %]

Трeщиновaтocть

Трeщиновaтocть - (тpещинная емкость) обусловливает наличием в породе трещин, не заполненных твердым веществом.

• 
  Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. 
  
• 
  Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин: Т = S/V; П = l/F, где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; l — суммаpная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F. 
  
• 
  Густота трещин где ∆n — число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярную к направлению их простирания.
  Размерность густоты трещин — 1/м. 
  

• 
  Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна 
  

где b — раскрытость трещин в шлифе; l — cуммарная протяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа. 

Макротрещиноватость (более 40-50 мм) изучается по фото, сделанных с помощью глубинных фотокамер и по данным ГДИ

Микротрещиноватость изучают на больших шлифах или образцах кубическй формы со сторонами 5 см.

Емкость в тетр

Определение коэффициента открытой пористости и коэффициента проницаемости по лабораторным исследованиям керна

Пористость:

1-ый способ: Метод Преображенского

Суть метода состоит в определении массы образца в жидкости, не реагирующей с минеральным скелетом породы:

• 
  образец керна высушивают и определяют его массу в воздухе – M₁
  
• 
  образец насыщают керосином в ваккууме, взвешивают и получают массу - М₂
  
• 
  образец, насыщенный керосином, взвешивают в керосине, получают массу - М₃
  

Зная плотность керосина (ρ_к) можно последовательно определить:

1. Объем пор образца, занятых керосином Vпор =( M₂-M₁) / p_K

2. Объем образца Vo6p= (М₂ - М₃) / р_к

3. Коэффициент открытой пористости коллектора

k o.n.=Vnop/ Vo6p=( М₂ – M₁ ) / (М₂ - М₃)

Прибор для измерения пористости - порозиметр.

2-ой способ: Если образец правильной цилиндрической формы, то его объем определяют геометрически. Объем пор определяют следующим образом: образец растирают в ступке и полученную массу взвешивают. Она представляет из себя - массу зерен, составляющих скелет породы (Vnop= Vобразца -Vскелета).

К о.п. = (Vo6p –Vск) / Vo6p

Проницаемость:
Приборы для определения проницаемости содержат основные элементы: кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкости и газы через пористую среду, приборы для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеры и приспособления, создающие и поддерживающие постоянный расход жидкости или газа через образец породы.

П ри определении проницаемости породы для жидкости весь прибор вакуумируют, чтобы удалить воздух из жидкости и из керна. После этого кернодержатель заполняют жидкостью из напорной емкости. Фильтрация жидкости через керн осуществляется под давлением, создаваемым в напорной емкости 2 (рис.11) при помощи баллона 3. При достижении установившейся фильтрации снимают отсчеты давлений по манометрам 4 и 5 и определяют расход жидкости.

На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять воздухом или газом.

Всегда необходимо указывать, какой жидкостью определялась проницаемость породы и каковы ее физические свойства в условиях опыта.

Гидрофильный и гидрофобный коллектор

Г идрофобный коллектор – характеризуется наличием остаточной воды менее 10%. В этом случае частицы породы лучше смачиваются нефтью, чем водой, что ведет к снижению коэффициента вытеснения нефти из такого коллектора.

Гидрофильный коллектор – остаточной воды 10% и более. Она покрывает тонкой пленкой всю поверхность минералов (коллектор смочен водой). Процесс вытеснения идет интенсивнее, так как нефть скользит по пленке воды.

Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов.

Коэффициент нефтенасыщенности (газонасыщенности) – отношение объема нефти (газа), содержащейся в пустотном пространстве коллектора к суммарному объему этого пустотного пространства.

Кн=Vн/Vоткр.пор или Кг=Vг/Vоткр.пор

Коэффициент водонасыщенности коллектора, содержащего нефти или газ – отношение объема остаточной воды, содержащейся в пустотном пространстве к объему открытых пор.

Кв= Vост. воды/Vоткр. пор

Для нефтенасыщенного коллектора: Кн+Кв=1

Для газонасыщенного коллектора: Кг+Кв=1

Для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме воды еще и нефть: Кг+Кн+Кв=1

Методы определения Кн и Ков

Значения коэффициентов нефте- и газо- насыщенности можно определить лабораторным путем - по керну, отобранному в процессе бурения скважин, либо по ГИС.

Качество этих определения зависит от многих технических и технологических условий. Образец, насыщенный нефтью или газом и извлеченный на поверхность не может отражать истинных пластовых показателей, поскольку при бурении скважины часть нефти из образца горной породы вытесняется фильтратом бурового раствора; газ, растворенный в нефти и насыщающей образец выделяется и тоже вытесняет нефть и т.д. Исследуя такой образец в лаборатории определяют не начальное нефтегазосодержание породы, а коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Поэтому, первоначально определяют коэффициент остаточной водонасыщенности - Ков, меньше зависящий от этих факторов и дающий удовлетворительные результаты. Ков также определяется либо по керну, либо по ГИС.

1. Определение Ков по керну возможно только при условии, что промывочная жидкость, используемая в процессе бурения и вскрытия пласта, не проникает в пласт – это растворы на битумной или нефтяной основе.

Отобранные образцы – экстрагируют в приборах Дина- Старка или Закса. Количество выделившейся остаточной воды определяют методом центрифугирования. Зная Ков находят Кн или Кг из формул.

2. Для определения по ГИС используют метод сопротивления (КС) и определяют Ков по параметру Рн (параметр нефтегазонасыщения):

Рн = ρ_{н. пл}./ ρ_в.пл. – отношение удельного сопротивления нефтяного пласта, поровое пространство которого заполнено только нефтью и остаточной водой и пласта заполненного на 100 % водой.

Между параметрами Рн и Ков существует закономерная связь: Рн =1 / Кв ⁿ,

где n – изменяется от 1,7-4,3 (чаще принимается равным 2) и зависит от литологического типа пород и свойств нефти и воды.

Особенности строения терригенных и карбонатных коллекторов

1. 
   Условия образования Т. –разрушение и переотложение коренных пород; К. – хемогенные, биогенные, эпигенетические, денудационные процессы и др. В связи с этим, литологические типы коллекторов терригенного состава – переслаивание песчаников и алевролитов с разным процентным соотношением частиц, отсортированностью и размером; в карбонатных – гораздо большее число разновидностей – биоморфные (водорослевые, фораминиферовые, мшанковые, криноидные идр.), детритовые, шламовые, хемогенные, оолитовые, сгустковые и др.
   
2. 
   Типы пустотности – Т. коллектор, как правило, относится к коллекторам порового типа, тогда как карбонатный, преимущественно, характеризуется пустотностью в виде микрокаверн (d до 2 мм), каверн и трещин.
   
3. 
   Структура порового пространства: Т.- диаметр пор и соединяющих их каналов близки между собой; К.- d каналов на 1-2 порядка
4. 
   Площадь удельной поверхности породы: (суммарная поверхность пустот, содержащихся в 1-ом V-ме образца; параметр определяет нефтегазонасыщенность, остаточную водонасыщенность коллекторов) Т.- большая удельная поверхность; К.- значительно меньше, поэтому К-т нефтегазонасыщенности карбонатных коллекторов значительно выше, чем у аналогичных по проницаемости терригенных.
   
5. 
   Типы резервуаров: Т. – формируют пористые пласты толщиной от первых метров до десятков и образуют пластовые резервуары и залежи в них. К. – создают массив или пласты мощностью от десятков до сотен метров. Резервуары и залежи - массивные, пластово-массивные.
   

6. Неоднородность коллекторов: Т.- более выдержаны по составу, пористости, проницаемости, а значит по продуктивности; К.- характеризуются изменяющимся типом пустотности и широким диапазоном проницаемости в пределах массива, являясь существенно неоднородными, поэтому процесс вытеснения идет значительно сложнее.

7. Разобщенность пластов: Т.-могут быть разобщены на пропластки по толщине и по простиранию; К.- подвержены трещиноватости – вертикальной и наклонной к слоистости, с разной степенью раскрытости трещин, следовательно невысокая проницаемость коллектора в целом, а также значительное изменение этой характеристики во всех направлениях (хотя трещины могут служить гидродинамическими каналами при фильтрации).

6. Сложность вскрытия пластов: при создании перепада давления (депрессии) во вновь пробуренной скважине с целью вызова притока из проницаемого пласта значительно ухудшаются коллекторские свойства как Т., так и К. пород. В последствие, даже после очистки ПЗП в Т. коллекторах, эти явления практически необратимы, а в К.- проведение соляно-кислотных обработок (карбонаты реагируют с соляной кислотой разлагаясь на отдельные компоненты) позволяет не только восстановить естественную проницаемость пластов, но даже и увеличить ее в радиусе нескольких метров от скважины.