геофизика. Контрольная работа по дисциплине Нефтепромысловая геофизика Вариант 21 Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 0.84 Mb.
|
1 2 В зависимости от структуры порового пространства и условий фильтрации карбонатные породы (известняки и доломиты) целесообразно разделить на следующие четыре типа: гранулярные, трещиноватые, кавернозные и смешанные. Наиболее перспективными для выделения коллекторов в карбонатном разрезе и распознавания отдельных типов пород являются комплексные геофизические и геологические исследования разрезов скважин. При наличии в разрезе глинистых пород первоначальный этап интерпретации заключается в выделении глин, аргиллитов и глинистых карбонатных пород. Гранулярные (с межзерновой пористостью) коллекторы. Пористость гранулярного карбонатного коллектора обусловлена межзерновой и биолитовой пористостью. В карбонатных отложениях этот тип коллектора представлен доломитами и известняками с межоолитовой и трубчатой структурой пор. В микрозернистых известняках общая межзерновая и биолитовая пористости изменяются в пределах 1-8%, в органогенно-детритовых и биоморфных известняках - 8-15%. Гранулярный карбонатный коллектор обладает хорошими коллекторскими свойствами, условия фильтрации в нем зависят от форм, размеров и характера распределения пор. Геофизические свойства гранулярного карбонатного коллектора являются наиболее характерными, близкими к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и выявлении среди последних высокопористых разностей. Расчленение карбонатного разреза, представленного тонким переслаиванием плотных и пористых разностей проводится методом микрокаротажа. Трещиноватые, кавернозные и смешанные типы коллекторов имеют весьма широкое распространение среди карбонатных пород. На каротажных кривых эти породы не имеют четко выраженных характеристик и распознавание их в разрезе скважины по обычному комплексу геофизических исследований связано с большими трудностями: - удельное сопротивление трещинных и кавернозных пород по величине того же порядка, что и удельные сопротивления нефтеносных и малопористых пород. Поэтому величина удельного сопротивления в данном случае не может служить характерным признаком для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород; - против трещиноватых пород возможно увеличение диаметра скважины вследствие ослабления их механической прочности в процессе бурения, а в ряде случаев против трещиноватых и кавернозных пород образуется глинистая корка и происходит сужение диаметра скважины; - по диаграммам обычных микрозондов против трещиноватых и кавернозных пород можно наблюдать резкую дифференцированность кривых при отсутствии глинистой корки и слабую дифференцированность с низкими значениями сопротивлений при наличии глинистой корки; -трещиноватые породы на кривой сопротивления, полученной микробоковым каротажом, характеризуются резкой дифференцированностью кривой (чередованием максимумов и минимумов) на фоне общего снижения сопротивления и с увеличением трещиноватости суммарная ширина минимумов возрастает (рис.1). Пример интерпретации материалов повторных БКЗ верхнемеловых карбонатных отложений Восточного Предкавказья); - трещиноватые породы характеризуются большой поглощающей способностью по отношению к упругим колебаниям, поэтому акустический каротаж по затуханию является перспективным методом для выявления в разрезе трещиноватых пород; - проникновение раствора в трещиноватых породах достигает значительной глубины, а кривые БКЗ против таких пород являются двухслойными. Однако известны случаи получения для трещиноватых пород трехслойных кривых БКЗ с низким модулем левой ветви. Последнее объясняют уменьшением удельного сопротивления прискваженной части пласта в результате появления здесь дополнительной трещиноватости под влиянием механического воздействия на пласт долота в процессе бурения.  Рис. 1. Пример интерпретации материалов повторных БКЗ верхнемеловых карбонатных отложений Восточного Предкавказья (скв.15 Арак-Далатарек; время между повторными БКЗ 77 дней) 1 – известняк; 2 – писчий мел. Против смешанных (гранулярно-трещинных и кавернозно-трещинных) типов коллекторов наблюдаются трехслойные кривые БКЗ, которые со временем по мере углубления проникновения переходят в двухслойные. В качестве примера гранулярного карбонатного коллектора могут служить мелоподобные известняки маастрихского яруса Восточного Предкавказья. Эти породы характеризуются высокой межгранулярной пористостью (свыше 15%) при относительно низкой проницаемости. На каротажных диаграммах мелоподобные известняки отмечаются низкими значениями удельных сопротивлений (1-2 ом٠м), отрицательными аномалиями ПС (-100 ÷ -130 мв) и уменьшением диаметра скважины за счет образования глинистой корки (интервал 3542-3561 м). Глубина проникновения фильтрата бурового раствора в коллектор такого типа обычно не превышает 6-8 диаметров скважины. Удельное сопротивление части пласта, не затронутого проникновением, не изменяется по истечении значительного промежутка времени после его вскрытия. С течением времени удельное сопротивление трещиноватых карбонатных пород несколько возрастает, что связано с процессами диффузии, протекающими между высокоминерализованными водами межзерновых пор и относительно пресным фильтратом бурового раствора, заполняющим трещины. В результате опреснения и увеличения сопротивления поровой воды пласта кривая БКЗ, оставаясь двухслойной, приобретает более высокий модуль. Смешанный гранулярно трещинный тип коллектора в разрезе верхнемеловых отложений имеет подчиненное значение. Обычно к этому типу коллекторов относят известняки с общей гранулярной пористостью 8-10% и развитой сетью трещин в них. Для этих пород характерны средние значения величин удельного сопротивления (3-10 ом٠м), отрицательные аномалии на кривой ПС и неизменный диаметр скважины на кавернограмме. Проникновение фильтрата бурового раствора в коллекторы трещинокавернозного типа происходит как в трещины, так и в межзерновые поры. Обработка повторных БКЗ установила, что коллекторы смешанного типа отмечаются трехслойными приподнятыми кривыми БКЗ. Со временем глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт по трещинам превышает радиус исследования самых больших зондов и удельные сопротивления, определяемые по правой ветке кривой БКЗ, не соответствуют сопротивлениям неизмененной части пласта. Как видно на рис. 2.1.3.1, ко времени повторного БКЗ в результате глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт сопротивление пород выросло более чем в 4 раза, а глубокое проникновение обусловило двухслойность повторной кривой БКЗ 4.1. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. Метод барометрии. Метод барометрии применяют: для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты; определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления; оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси; Идентификация процессов в скважине; Гидродинамическое зондирование пласта. Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока. Физические основы метода Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени. Аппаратура Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле. Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные. Прибор барометрии применяют в сборке приборов «притока-состава» 4.2. Задачи, решаемые геофизическими методами при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Количественная оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта возможна при условии известной и достаточно высокой минерализации вод, обводняющих пласт. В открытом стволе указанная задача решается методами электрического каротажа, методика интерпретации результатов которых не отличается от методики оценки первоначального коэффициента нефтенасыщенности. В обсаженной скважине в настоящее время единственным методом оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является методика ИННК. Оценка нефтенасыщенности по данным ИННК базируется на связи среднего времени жизни тепловых нейтронов с коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью исследуемых пород. На характер зависимости существенное влияние оказывают минерализация пластовой воды, состав минерального скелета, глинистость, химический состав нефти. Влияние этих факторов должно быть учтено или исключено. Методика количественной оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности применима для песчано-глинистых коллекторов с гранулярной пористостью при разработке залежи в условиях естественного водонапорного режима или с поддержанием пластового давления за счет законтурной или внутриконтурной закачки пресных вод в начальной стадии обводнения, когда минерализация воды, вытесняющей нефть, близка к минерализации пластовой воды. Эффективное использование методики возможно при минерализации пластовой воды не менее 150 г/л NaCl и пористости пласта более 15%. Методика количественной оценки нефтенасыщенности может быть использована для качественной интерпретации (выделения нефтенасыщенных и обводняющихся пластов, а также степени их выработки) в условиях пониженной минерализации пластовых вод (30-100 г/л) и изменения пористости и глинистости в широких пределах (0,1 Оценка начальной нефтенасыщенности производится только в скважинах, пробуренных на растворах с нефтяной основой. При вскрытии пласта на водных растворах в связи с возможным стойким опреснением связанной воды в продуктивных пластах оценка начальной нефтенасыщенности по данной методике будет завышенной и может использоваться в качестве фоновой или опорной величины, значение которой принимается близким к 100% (фиктивная нефтенасыщенность). Методика количественной оценки нефтенасыщенности применима в условиях остановленных скважин при исследовании неперфорированных пластов или перфорированных, когда поступление жидкости из скважины в пласт не наблюдается. В условиях работающей скважины определение нефтенасыщенности возможно, если отсутствуют перетоки флюидов между пластами. Количественная оценка нефтенасыщенности основана на использовании опорных пластов с известными максимальными и минимальными значениями нефтенасыщения, что позволяет избавиться от существенных систематических погрешностей, связанных с различием между истинной и измеряемой величинами времени жизни тепловых нейтронов, а также неточностью знания некоторых параметров пласта. Контроль за продвижением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным: а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов НГК ННК-Т, ИННК; б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером; в) по промысловым данным. Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК-Т. Возможность нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и газоносной частей пласта определяется их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показаний НГК и НК-Т при измерениях с зондами, большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому признаку осуществляется разделение газоносной и нефтеносной частей пласта и контроль за продвижением ГНК. (Под ГНК в этом случае понимается граница, выше которой в нефтяном пласте содержится свободный газ в количестве, превышающем чувствительность метода НК (примерно 10-20% при пористости более 20%). Ниже этой границы обычно получают нефть без свободного газа, выше ‑ нефть с газом). На диаграммах НК в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК может быть определено по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения. Тест 1. Гамма-гамма-каротаж - это: Б) измерение рассеянного в горных породах гамма-излучения; 2. Импульсные нейтронные методы наиболее широко используются: А) для оценки характера насыщенности коллекторов и определения положения ВНК, ГНК; 3. Преимуществами импульсных методов перед стационарными являются: Б) большая глубинность исследования, меньшее влияние скважины на измерения. 4. Методы изучения «состава» в обсаженной скважине: А) влагометрия (ВЛ), плотностеметрия (ПЛ; ГГК-п), резистивиметрия; 5. Методы изучения технического состояния скважин: А) радиометрии, термометрии, акустической цементометрии; 6. Акустическая шумометрия - это: А) регистрация интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды; 7. Электромагнитная локация муфт - это: Б) регистрация изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности. 8. Привязку полученных данных к глубинам и муфтам эксплуатационной обсадной колонны и НКТ выполняют по материалам: Б) ГК и локатора муфт и отверстий (ЛМ). 9. В механическом расходомере в качестве чувствительного элемента используется: А) крыльчатка лопастями (турбинка с магнитом) расположенная так, что через нее проходит весь или часть потока; 10. Влагометрия - это: Б) изучение относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины. 1 2 |