Методические указания (3). Методические указания по выполнению лабораторных работ по дисциплине нефтегазопромысловая геология
 Скачать 1.39 Mb.
|
|
Содержание отчета и его форма В отчете следует отразить: цель работы, краткое теоретическое обоснование. Полученные данные представить в виде карт и таблицы. Защита работы проводиться в устной форме. Вопросы для защиты работы 42 Лабораторная работа 5 СОСТАВЛЕНИЕ ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА Цель и содержание. Приобретение навыков по составлению геолого- статистического разрезанефтяного (газового) месторождения. Изложены цель и порядок построения геолого-статистического разреза продуктивного горизонта, являющегося важной составной частью статической модели углеводородного скопления. Теоретическое обоснование Проектирование разработки нефтяной (газовой) залежи осуществляется на основании существующих представлений о внутренней геометрии (морфологии) проницаемой части природного резервуара и закономерностях пространственного изменения ее физических свойств. Проницаемое тело реального геологического объекта в общем случае представляется морфологически сложной фигурой. Эта сложность обусловлена: – различным числом проницаемых интервалов в скважинах, вскрывших продуктивный горизонт и изменчивостью их мощности (толщины); – трудностями в установлении адекватности отдельных пластов (пропластков) в разрезах этих скважин; – существованием как горизонтальной, так и вертикальной морфологической связности объекта. В связи с этим возникает задача детального расчленения и корреляции продуктивного горизонта, т.е. разбиения его по вертикали на пласты (пропластки), морфологически, а значит, и гидродинамически связанные внутри себя больше, чем между собой. Решение этой задачи возможно благодаря существованию в природе ритмичности процесса осадконакопления на фоне возмущающих факторов геологической обстановки. Снятие возмущающего фона и выявление ритмичности производится путем синтеза из множества единичных разрезов скважин, вскрывших продуктивный горизонт, обобщенного разреза, получившего название геолого-статистического (сводно-статистического). 43 По В. А. Бадьянову, И. П. Чоловскому, геолого-статистический разрез – это дифференциальная кривая распределения относительного содержания коллекторов по разрезу, показывающая вероятность появления коллектора на конкретной палеоглубине продуктивного горизонта. Для составления геолого-статистического разреза во всех скважинах, вскрывших продуктивный горизонт, выделяются интервалы залегания пластов, представленных породами-коллекторами и непроницаемыми литологическими разностями. Результаты представляют в виде литологических колонок, которые располагают на произвольном равном расстоянии вдоль реперной поверхности. В качестве такой поверхности обычно используют кровлю продуктивного горизонта. Если отдельные пласты залегают примерно параллельно друг другу, то через равные расстояния (например, через 1, 2, 5, 10 м), начиная от реперной поверхности, проводят серию параллельных прямых, соединяющих адекватные по палеоглубинам точки наблюдения в разрезах всех скважин. Кривую распределения относительного содержания коллекторов в разрезе продуктивного горизонта строят в прямоугольных координатах, откладывая по оси ординат палеоглубины, а по оси абсцисс – долю скважин (в процентах), в которых разрез на данной палеоглубине представлен коллектором (рисунок 5.1). На полученной кривой максимумы соответствуют интервалам разреза, сложенным проницаемыми породами, а минимумы – непроницаемыми. Составленный таким образом геолого-статистический разрез называют нормальным. Если отдельные пласты внутри продуктивного горизонта залегают непараллельно друг другу (например, веерообразно), то в разных скважинах точки наблюдения располагают на различных расстояниях друг от друга. Вместе с тем, продуктивный горизонт во всех скважинах должен быть разделен на равное число отрезков. Построенный по этим данным геолого- статистический разрез носит название нормированного. 44 Рисунок 5.1 – Геолого-статистический разрез юрского продуктивного горизонта (месторождение Степное (масштаб 1:1000) 45 Составление геолого-статистического разреза является, по существу, первым этапом детальной корреляции скважин, вскрывших продуктивный горизонт. Уже на этом этапе возможно осуществить количественную оценку макронеоднородности объекта. Для этого предложено использовать, наряду с другими показателями, коэффициенты расчлененности (К р ) и песчанистости (К песч ). Коэффициент расчлененности представляет собой отношение сум- марного числа проницаемых пластов (пропластков), вскрытых всеми скважинами, к числу этих скважин: N i I р N n К 1 / (5.1) где n i – количество проницаемых пластов (пропластков) в i-той скважине; N – количество скважин, вскрывших продуктивный горизонт. Коэффициент песчанистости характеризует долю коллектора в разрезе продуктивного горизонта и рассчитывается по формуле N h h К общi N i эфi песч / ) / ( 1 (5.2) где h эфi – эффективная мощность (суммарная мощность проницаемых пластов) продуктивного горизонта в скважине, м; h общi – общая мощность (расстояние от кровли до подошвы) продуктивного горизонта в скважине, м. Эти показатели широко используются в практике нефтегазопромысловой геологии, в частности, при обосновании коэффициента нефтеизвлечения – параметра, определяющего, в конечном итоге, эффективность процесса разработки. Аппаратура и материалы. Методика и порядок выполнения работы Составить нормальный геолого-статистический разрез продуктивного горизонта конкретного месторождения согласно варианту, указанному преподавателем. 46 1. На листе миллиметровой бумаги формата А-4 провести горизонтальную прямую, соответствующую поверхности сопоставления – кровле продуктивного горизонта. Слева построить шкалу палеоглубин в масштабе 1:1000. 2. Вдоль линии сопоставления на равном расстоянии друг от друга построить разрезы скважин, вскрывших продуктивный горизонт. На этих разрезах условными знаками должны быть показаны интервалы залегания проницаемых и непроницаемых пород. 3. Через разрезы всех скважин с интервалом 5 м, начиная от поверхности сопоставления, провести серию горизонтальных прямых, которые соединят адекватные по палеоглубинам точки наблюдений. 4. Для каждого значения палеоглубины, кратного 5, определить количество скважин, вскрывших интервал залегания проницаемых пород. 5. Построить дифференциальную кривую распределения относите- льного содержания коллекторов по разрезу продуктивного горизонта. 6. Оценить количественно макронеоднородность продуктивного горизонта, рассчитав по формулам (5.1) и (5.2) коэффициенты расчлененности и песчанистости. Список рекомендуемой литературы 1. Бадьянов В. А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивных горизонтов // Тр. Гипротюменнефтегаза. – 1972. – Вып. 30. – 315 с. 2. Борисенко З. Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1980. – 206 с. 3. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа: Учебное пособие для вузов. – М.: Недра, 1981. – 453 с. 4. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник / Под ред. М. М. Ивановой. – М.: Недра, 1983. – 262 с. 5. Справочник по нефтепромысловой геологии / Н. Е. Быков, А. Я. Фурсов, М. И. Максимов и др. – М.: Недра, 1981. – 525 с 47 Лабораторная работа 6 ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Цель и содержание. Приобретение навыков по составлению карт распространения пород-коллекторов отдельных пропластков и карт расчленённости пород пласта. В теоретическом обосновании рассмотрено понятие макро- и микронеоднородности, способы графического представления и количественной оценки геологической неоднородности. Теоретическое обоснование. Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности макронеоднородность и микронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород- коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев 48 коллекторов обычно в разном количестве на различных участках залежей вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом. По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов. Основой для изучения макронеоднородности служит детальная корреляция продуктивных пластов. Макроструктура может быть отражена графическими и количественными методами. Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью: 1 - Геолого-статистических разрезов (см. лабораторная работа 5); 2 - Геологических профильных разрезов; 3 - Зональных карт. Макроструктура по площади отражается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта, на которых показываются границы и площади коллектора и неколлектора. Зональные карты продуктивного пласта получаются в результате наложения друг на друга карт распространения коллекторов отдельных прослоев, слагающих пласт. На зональных картах продуктивного пласта показываются зоны: - распространения проницаемых прослоев, слагающих пласт; - слияния всех проницаемых прослоев; - зоны слияния отдельных проницаемых прослоев. По вертикали (по толщине объекта) макронеоднородность 49 отображается с помощью профилей (рисунок 1) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рисунок 2), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов. Рисунок 1 – Отображение макронеоднородности на фрагменте геологического разреза горизонта: кровля и подошва: 1- пласта; 2 – прослоя, 3 коллектора, 4 – неколлектора, а-в индексы пластов-неколлекторов Рисунок 2 – Фрагмент карты распространения коллекторов одного из пластов горизонта: 1 – ряды скважин Н – нагнетательных; Д – добывающих; 2 – границы распространения коллекторов; 3 - границы слияния; участки: 4 – распространения 50 коллекторов; 5 - распространения неколлекторов; 6 – слияния пласта с вышележащим пластом; 7 – слияния пласта с нижележащим пластом. Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки: моделировать форму сложного геологического тела (пород- коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа; выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи; определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект; обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин; прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой; подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов. Зональные карты используются при анализе разработки и выборе мероприятий по воздействию на пласт. Для количественной оценки морфологической макронеоднородности пласта рассчитываются различные коэффициенты. Основой для их расчета служат материалы зональной корреляции, литолого-фациальные и зональные карты. Существую следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади. Для характеристики макронеоднородности разреза используются: 1. Коэффициент расчлененности, показывающий среднее число прослоев коллекторов в пределах залежи: N n К N i i р / 1 (6.1) где n i - число прослоев коллекторов в i-й скважине; N— число 51 скважин. 2. Коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи: N i h h К N i общ эф пес / / 1 ' (6.2) где h эф - эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин. Для характеристики макронеоднородности по площади применяются: 3. Коэффициент литологической связности, оценивающий степень сляния коллекторов двух пластов (прослоев): К св = F сл /F зал ; (6.3) где F сл – площадь участков слияния; F зал - площадь залежи. 4. Коэффициент распространения коллекторов на площади залежи. Характеризует степень прерывистости коллекторов в пределах залежи: К распр = F кол /F зал ; (6.4) где F кол – площадь участков слияния; F зал - площадь залежи. 5. Коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта. Характеризует отношение длины границ участков распространения коллекторов к периметру залежи: К сложн = L кол /L зал ; (6.5) где L кол – суммарная длина границ участков с распространением пород-коллекторов, L зал - длина внешнего контура нефтеносности или газоносности залежи. Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характеристики. Так, например, используется дисперсия статистической совокупности с качественным признаком, с помощью которого оценивается пространственная выдержанность пластов: ) 1 ( * ) 1 ( * 2 N N N N к к (6.6) где N K - число скважин, вскрывающих коллектор; N — общее число пробуренных скважин. 52 Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин. Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений случайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное отклонение, энтропия. Графически микронеоднородность отображают в следующем виде: 1. Схема детальной корреляции; 2. Детальный геологический профильный разрез; 3. Карты эффективных толщин; 4. Карты пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности; 5. Литолого-фациальные карты. Обычно литолого-фациальные карты по продуктивным пластам или отдельным прослоям составляют при резкой неоднородности их коллекторских свойств. Целью составления таких карт являются выявление границ распространения различных зон внутри продуктивного пласта (прослоя): хорошо проницаемых, высокопористых коллекторов, представленных обычно песчаником; малопроницаемых, низкопористых коллекторов, представленных 53 обычно алевролитами; непроницаемых и практически непродуктивных коллекторов, представленных обычно глинами и глинистыми алевролитами. На рисунке 3 показано распределение проницаемости по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин. Рисунок 3 – Отображение макро- и микронеоднородности на геологическом разрезефрагменте геологического разреза горизонта: кровля и подошва: 1- пласта; 2 – прослоя, 3 – условные границы между частями пласта с различной проницаемостью; проницаемость, мкм 2 4 – < 0,01; 5 -0,01-0,05; 6 – 0,05-0,1; 7 – 0,1-04; 8 - > 0,4; 9 – непроницаемые породы: а – з – индексы пластов Изучение микронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород; прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом; оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не 54 вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр. Аппаратура и материалы. Методика и порядок выполнения работы Построить: 1. Карту распространения пород-коллекторов пропластка а 2. Карту распространения пород-коллекторов пропластка б 3. Карту распространения пород-коллекторов пропластка в 4. Карту расчленённости пород пласта А 5. По трём картам выделить области отсутствия ПК, области распространения а, б, в, области слияния аб, бв, абв. 6. Оценить коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости, коэффициент литологической связности, коэффициент распространения коллекторов, коэффициент сложности границ. Содержание отчета и его форма В отчете следует отразить: цель работы, краткое теоретическое обоснование. Полученные данные представить в виде карт и таблицы. Защита работы проводиться в устной форме. 55 Список рекомендуемой литературы 1. Каналин В.Г. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. - М.: Инфра- инженерия, 2005. - 416 с. 2. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 414 с. 3. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1992. - 383 с. 4. Жданов М.A. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа: Учебное пособие для вузов,-2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1981. - 453 с. 5. Нефтегазопромысловая геология: терминологический справочник. - М.: АО "Твант", 1994. 6. Справочник по нефтепромысловой геологии / Н.Е.Быков, А.Я.Фурсов,М.И.Максимов и др. - М.: Недра, 1981. - 525 с. 7. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник / Под ред. И.П.Чоловского. -М.: Недра, 1989. - 376 с. 8. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник / Под ред. М.М. Ивановой. - М.: Недра, 1983. - 262 с. |