Курсовая. Литологостратиграфическая характеристика горных пород площади

• Название: Литологостратиграфическая характеристика горных пород площади
• Дата: 08.05.2023
• Размер: 0.88 Mb.
• Имя файла: Курсовая .docx
• Тип: Документы; #1114477
• страница: 2 из 4

2. Петрофизичская характеристика горных пород площади иследования

Выделение коллекторов производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных признаков и косвенных количественных критериев.

Прямые качественные признаки обусловлены проникновением в коллекторы фильтрата промывочной жидкости, что приводит к образованию глинистой корки на стенках скважин, положительных приращений на кривых микрозондов, возникновению радиального градиента сопротивлений по показаниям фокусированных электрических зондов разной глубинности.

При выделении коллекторов учитывались следующие характерные признаки кривых ГИС:

МКЗ. Коллекторы по данным микрозондирования выделяются по «положительному» приращению кажущегося сопротивления потенциал - зонда над сопротивлением градиент -зонда.

ГК. Интенсивность естественного гамма- излучения пород на месторождении связана преимущественно с их глинистостью. Признаком коллектора на диаграммах ГК является низкое и среднее значение естественной радиоактивности.

НГК. Пористые разности песчаников на кривых НГК имеют повышенные значения интенсивности относительно глин и глинистых песчаников - неколлекторов.

ПС. Коллекторы на кривых потенциалов собственной поляризации выделяются по наличию отрицательной аномалии.

ДС. Признаком коллектора является уменьшения диаметра скважины.

БКЗ. Коллекторы выделяются по наличию радиального изменения (повышающего или понижающего) сопротивления пластов.

В отдельных скважинах из-за технологических причин (спуско-подъемные операции, обработка глинистых растворов реагентами и добавки в буровые растворы нефтепродуктов) прямые качественные признаки могут частично отсутствовать. В этих случаях использовались косвенные количественные критерии, отвечающие границе «коллектор- неколлектор».

Для всех продуктивных пластов Семеновского месторождения при выделении коллекторов по количественному критерию использовалось значения Кп.гр=10%.
Определение коэффициента пористости
Пористость пластов – коллекторов определялась в соответствии с общепринятой методикой расчета пористости по данным стационарных нейтронных методов с использованием зависимости двойного разностного параметра от коэффициента пористости ΔInγ = f (Кп).

Двойной разностный параметр вычислялся по выражению:



где:

Inγ_x, Inγ_min, Inγ_max - интенсивности, отсчитываемые против исследуемого пласта, против пластов с минимальными и максимальными показаниями вторичного гамма-излучения.

В качестве опорных выбирались интервалы неразмытых глин и плотные пласты с максимальными показаниями НГК соответственно для каждой группы пластов.

Значение водородосодержания плотного пласта принималось равным 5 %, для глин –35 % /1/.

В найденные значения пористости вводилась поправка, учитывающая глинистость по формуле:

Кп = Кп^гл – К_глWсв,

где

Кп^гл – общая пористость заглинизированной породы;

К_гл – глинистость породы;

Wсв – содержание связанной воды в глинистой фракции.

Определение глинистости проводилось по методу ГК с использованием зависимости

двойного разностного параметра ГК ΔIγ) от глинистости:


где:

К – коэффициент, численно равный содержанию глинистой фракции в опорном пласте;

Iγ - показания гамма-излучения против исследуемого интервала;

Iγ_max, Iγ_min – показания ГК против опорных пластов с максимальной и минимальной интенсивностями естественного гамма-излучения (для которых Кгл = 100% и 0 соответственно).

Для оценки глинистости коллекторов были использованы принятые для Волго-Уральской провинции данные: содержание глинистой фракции в опорном пласте – 0.8; связанной воды в глинах – 0.2.
Оценка коэффициента нефтенасыщенности Кн
Для продуктивных пластов Семеновского месторождения коэффициент нефтенасыщенности определялся традиционным способом с использованием петрофизических зависимостей Рп = f(Кп) и Рн = f(Кв), принятых в подсчете запасов. При расчете величин Кн выполнялись следующие операции:

- оценивалось ρ_п нефтенасыщенных коллекторов по данным ГИС;

- сопротивление водонасыщенного пласта ρ_вп=Рп*ρ_в рассчитывалось по величине параметра пористости, определенного по значению Кп. Зависимость Рп=f(Кп) описывается уравнением:

- нижний карбон Рп=3136,3*К_п^-1.7538;

- верхний девон Рп=4797*К_п^-1.8319;

- рассчитывался параметр насыщения Рн = ρ_п/ρ_вп;

- определялся коэффициент водонасыщенности Кв по зависимости

Рн = f(Кв):

Рн = 1*Кв^-2;

Далее рассчитывался коэффициент нефтенасыщенности: К_н = 1 – К_в.

Сопротивление пластовой воды принято в соответствии с минерализацией пластовых вод и их температурой и составило 0,02 Омм – нижний карбон и 0,024 Омм – верхний девон.

пластовые скорости, использовавшиеся для привязки отражений к стратиграфическим границам геологического разреза, изменяются в следующих пределах:

- четвертичные и верхне-пермские отложения татарского яруса – 2570 м/с;

- сульфатно-карбонатные отложения нижне-верхней перми – 4000 м/с;

- интервалу карбонатных отложений С3 – С2pd соответствует скорость 5080 м/с;

- отложения верейского горизонта – 3880 м/с;

- серпуховско- башкирские отложения – 5100 м/с;

- отложения окского надгоризонта – 5500 м/с;

- интервал терригенных отложений радаевского и бобриковского горизонтов – 4090 м/с;

- карбонатные отложения турнея, фамена и франа – 5200 м/с;

- интервал терригенного девона – 4300 м/с