Лабораторная работа. ЛР №3 Газизов Д.Д.. Отчет по лабораторным работам 3 определение показателей геологической неоднородности по дисциплине Геология нефти и газа

• Название: Отчет по лабораторным работам 3 определение показателей геологической неоднородности по дисциплине Геология нефти и газа
• Анкор: Лабораторная работа
• Дата: 19.03.2022
• Размер: 270.95 Kb.
• Имя файла: ЛР №3 Газизов Д.Д..docx
• Тип: Отчет; #404271
• страница: 1 из 4

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

в г. Октябрьском
Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений
ОТЧЕТ

по лабораторным работам №3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ

по дисциплине «Геология нефти и газа»

Студент гр. ГРЗ-18-11		Газизов Д.Д.
Канд. геол.-минерал. наук, доц.		Петрова Л.В.

г. Октябрьский

2022

Лабораторная работа №3



ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ

НЕОДНОРОДНОСТИ

Цель работы – знакомство с понятием геологической неоднородности, которая учитывается при выделении эксплуатационных объектов и выборе системы разработки.

Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей – важнейшая задача промысловой геологии.

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного горизонта. Неоднородность оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер перемещения жидкостей при разработке, и тем самым определяет выбор технологических решений при проектировании разработки. В связи с этим в современной теории и практике разработки нефтяных месторождений оценка и учет неоднородности продуктивных пластов как при проектировании разработки, так и в процессе ее проведения являются первоочередными задачами.

По характеру проявления различают два основных вида неоднородности: макро- и микронеоднородность

Макронеоднородность – это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов внутри продуктивного горизонта. Оно выражается в расчлененности пластов на ряд проницаемых прослоев, в изменении числа прослоев по площади и разрезу, в изменении мощности отдельных прослоев.

Микронеоднородность– это изменчивость коллекторских свойств пласта, т. е. изменчивость пористости, проницаемости, а также нефтенасыщенности.

В геологии для отображения геометрических отношений обычно применяются различные карты, такие, как карты в изолиниях или условных обозначениях, а также схемы сопоставления разрезов скважин и геологические профильные разрезы.

Для описания отношений между количествами различных элементов широко используются методы математической статистики, а также некоторые другие приемы количественной характеристики структуры, особенно на тех иерархических уровнях, на которых методы математической статистики оказываются неприменимыми.

Для возможности более детального изучения макро- и микронеоднородности геологическая неоднородность должна рассматриваться на каждом структурном уровне отдельно. В соответствии с определением неоднородности этим уровням соответствуют пять типов неоднородности: ультрамикронеоднородность, микронеоднородность, мезонеоднородность, макронеоднородность и метанеоднородность

Ультрамикронеоднородность - I иерархический уровень - уровень элементарного объема породы с оценкой минерального состава скелета и количества цементирующего вещества.
Глинистыйцемент

скелет _поры

Характеристикой ультрамикроструктуры породы является ее гранулометрический (механический) состав. Для большинства нефтесодержащих пород размеры частиц колеблются в пределах 0,01-1 мм. Наряду с обычными зернистыми минералами в породе также содержатся глинистые и коллоидно-дисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм.

Гранулометрический состав пород изображают в виде таблиц или кривых суммарного состава, распределения зерен породы по размерам или гистограммы.

Степень неоднородности породы по размерам слагающих ее зерен характеризуется коэффициентом неоднородности, равным отношению d₆₀/d₁₀, где d₆₀и d₁₀– диаметры частиц, при которых сумма масс фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет соответственно 60 и 10 % от массы фракций. Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.

Результаты изучения ультрамикронеоднородности используются при подборе фильтров для нефтяных скважин: размеры отверстий фильтра, устанавливаемого для предотвращения поступления песка в скважину, должны соответствовать диаметрам частиц.

Информация об ультрамикронеоднородности учитывается при исследовании процессов вытеснения нефти водой или другими вытесняющими агентами: от ультрамикронеоднородности зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Микронеоднородность - 2 иерархический уровень- уровень геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород, в данном случае уровень песчаных пропластков. При изучении структуры нефтегазоносного пласта на данном уровне в качестве элементов рассматривают образцы породы, по которым определяются ее коллекторские свойства.



Характеристикой отдельного образца будет определенное по нему единственное значение каждого из тех геолого-физических свойств (литологии, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и т. п.), изучение которых необходимо для решения стоящей перед геологом задачи.

Информативным параметром геологической неоднородности на 1 и 2 иерархическом уровнях является глинистость породы-коллектора. Наличие глинистых минералов значительно влияет на формирование порового пространства песчано-алевритовых пород, а следовательно, на фильтрацию нефти через коллектор. При равномерном распределении глинистого цемента возрастает количество тупиковых пор, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания. Активность глинистых минералов обусловливается высокой величиной приведенной емкости поглощения, которая возрастает с увеличением дисперсности глинистых минералов. От величины приведенной емкости поглощения зависят сорбционные и каталитические свойства минералов, которые в конечном счете определяют фильтрационные возможности коллектора.

Коллекторские свойства: пористость, нефтенасыщенность и проницаемость - имеют тесные связи с глинистостью, которые могут быть достаточно надежно аппроксимированы линейными зависимостями. Толщина песчаных прослоев связана с относительной глинистостью менее тесно.

Таким образом, имеются тесные связи между активным компонентом коллектора - глинистым цементом, определяемым на 1 иерархическом уровне, и коллекторскими свойствами пласта, определяемыми на 2 иерархическом уровне.

Из всего объема изучаемых пород может быть

изготовлено огромное количество образцов, определить положение их всех в статистическом геологическом пространстве невозможно. Следовательно, и в данном случае геометрические методы представления структуры неприменимы. Ее описание оказывается возможным, как и на предыдущем уровне, только вероятностно- статистическими методами, основным из которых является метод распределений.

Для оценки микронеоднородности, т. е. изменчивости коллекторских свойств, применяют дисперсию, среднеквадратичное отклонение и коэффициент вариации. Эти величины вычисляют следующим образом:

По данным измерений получают какую-то совокупность значений x₁, x₂,…, x_nколлекторских свойств (например, эффективной пористости).

Находят среднееарифметическоевсех значений:
X ^{ xi}. (1)

n

Широко применяется также средневзвешенная

величина, вычисляемая следующим путем:

^Xвзв

_  ^zi^xi

_ z
, (2)

i
или математическоеожиданиеМ(х_i):

\

n
M(x)  _ xP; P ^zi
(3),

n
iii

i1

где n - количество параметров i-той величины, х_i– значение параметра i-того класса, P_i –вероятность встречи параметра i-того класса, z_i– частота встречи отдельного параметра i -того класса.

Среднеквадратичное отклонение D характеризует рассеянность значений анализируемого параметра относительно его средней величины и вычисляется по формуле:



D (4),
Средний квадрат отклонений вариант от средней арифметической называется дисперсией, т. е. дисперсия равна D². Свойства среднеквадратического отклонения и дисперсии таковы, что чем больше их средние значения, тем выше степень изменчивости параметра.

Однако по величине среднеквадратического отклонения трудно оценить степень изменчивости того или иного параметра по различным месторождениям, так как оно измеряется в тех же единицах, в которых измеряются параметры . Этот недостаток легко устраняется при пользовании коэффициентом вариации (W), который равен отношению среднеквадратического отклонения к средней арифметической и обычно выражается в процентах:

W ^D*100% 

X

DM(x)

100% , (5)

т. е. является относительной мерой изменчивости параметра, чем больше W, тем больше неоднородность рассматриваемого параметра.

Изучение микронеоднородности, и в частности статистических распределений свойств нефтегазоносных пластов, позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей:

1. 
   оценивать погрешность определения средних значений геологофизических свойств и, следовательно, степень разведанности залежи по уровню изученности свойств пород в процессе разведки месторождения.
   
2. 
   оценивать процент выноса керна при его выбуривании;
   
3. 
   определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород
   
4. 
   выделять тела-элементы вышележащего структурного уровня путем
   

проведения условных границ по кондиционным и другим граничным значениям свойств пород;

5. 
   получать формулы для вычисления погрешностей определения свойств элементарных тел на вышележащих структурных уровнях и погрешностей подсчета запасов [1];
   
6. 
   прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи
   
7. 
   прогнозировать при проектировании разработки темп обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом и возможный коэффициент заводнения пластов.
   
8. 
   оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновывать мероприятия по улучшению использования недр.
   

Мезонеоднородность- 2 иерархический уровень - уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически связанных пропластков. Для выявления структуры пласта (горизонта) на данном уровне необходимо путем детальной корреляции разрезов скважин выделить и проследить распространение по площади отдельных прослоев коллекторов провести условные границы, разделяющие породы-коллекторы, например, на высокопродуктивные и низкопродуктивные. В результате такого расчленения объема залежи будет получена сложная мозаичная картина размещения в разрезе и по площади геологических тел, характеризующихся различной продуктив-

ностью, а, следовательно, и нефтенасыщенностью, различными коллекторскими свойствами и т. п.



Очевидно, на данном уровне размеры элементарных тел и количество их таковы, что позволяют зафиксировать положение каждого из элементов в пространстве и отобразить это положение на картах, схемах, профилях и любых других геологических графических документах.

При выделении элементов можно использовать данные как о продуктивности, так и о других свойствах пород. Например, можно выделять тела, в пределах которых постоянны или мощность, или нефтенасыщенность, или какое-то другое свойство. Значения свойств каждого из элементарных тел определяются как средние из значений, определенных по образцам (элементам низшего уровня) или по скважинам, расположенным в пределах каждого элемента, на основе результатов геофизических исследований.

Количественно мезонеоднородность можно охарактеризовать суммарными величинами площадей F_iзанятых всеми элементами одного типа, отнесенными ко всей площади F:

Изучение мезонеоднородности необходимо для решения следующих задач разработки:

1. 
   выделения работающих и неработающих частей разреза в каждой добывающей и нагнетательной скважине, а также активно и пассивно отрабатываемых частей залежи;
   
2. 
   оценки удельного веса объемов внутри залежи, характеризующихся разной продуктивностью;
   
3. 
   выявления фактических и потенциальных путей внедрения в залежь воды (пластовой или закачиваемой);
   
4. 
   контроля за продвижением ВНК и выявления тупиковых зон, с которыми связаны значительные потери нефти и газа в недрах;
   
5. 
   оценки и повышения охвата пласта воздействием.
   

На основе решения первой задачи составляются карты распространения коллекторов разной продуктивности, которые используются при решении трех последующих задач.