диплом. Диплом. Специальная часть посвящена методике определения характера насыщения низкоомных породколлекторов

• Название: Специальная часть посвящена методике определения характера насыщения низкоомных породколлекторов
• Анкор: диплом
• Дата: 21.04.2021
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: Диплом.docx
• Тип: Документы; #197178
• страница: 6 из 10

2.6. Интерпретация геофизических данных

2.6.1. Литологическое расчленение разреза, построение литологической колонки

Для построения разреза скважины используется комплекс диаграмм различных геофизических методов. Построение разреза включает две операции: определение границ и мощностей отдельных пластов и оценку литологической характеристики выделенных однородных интервалов.

Для определения границ и мощностей пластов используются обычно диаграммы методов ПС, КС, ГК. Литологическая характеристика пород оценивается по сумме признаков, выявленных на диаграммах различных методов. Чем больше число признаков, характеризующих породу, установлено, тем точнее она может быть определена.

При комплексной геофизической интерпретации необходимо учиты­вать, что существующие методы дают физические признаки пород, часто являющиеся общими для разных отложений. В связи с этим в тех случаях, когда совершенно неизвестны ни минералогический состав, ни литологическая характеристика пород, следует строить условную колонку расчленения разреза по физическим признакам, которая затем уточняется по данным петрографических исследований образцов, извлеченных в процессе бурения скважины.

Песчаники и алевролиты имеют отрицательные показания на диаграммах ПС; более высокие значения КС (от единиц до сотен Омм); промежуточные показания на диаграммах ГК и ННК-Н.

КС песчаников и алевролитов меняется в очень широких пределах в зависимости от их плотности и пористости, характера насыщения пор, состава цемента и примеси глинистого материала.

Алевролиты характеризуются, в общем, такими же признаками, как и песчаники, но выраженными менее отчетливо.

Повышение содержания глинистого материала в нефтенасыщенном песчанике приводит к уменьшению амплитуды ПС и значительному снижению сопротивления. При этом если содержание глинистого материала будет велико, то могут резко измениться показания и других методов, что вызовет затруднение в выделении такого коллектора.

Для интерпретации данных будут использованы программные пакеты МФС ВИКИЗ и Прайм.

2.6.2. Способы выделения пластов - коллекторов

К коллекторам относятся породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке. По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям. Большинство терригенных коллекторов поровые, трещинные, трещинно-каверновые. Выделение коллекторов производится с использованием установленных для них прямых качественных признаков и количественных критериев.

Прямым качественным признакомдвижения флюидов в поровом пространстве, устанавливаемым по материалам ГИС, является проникновение фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, вызывающего формирование глинистой корки на стенках скважины и зоны проникновения фильтрата в породе. При разбуривании коллекторов на пресной глинистой ПЖ и достаточной репрессии на пласты, признаками проникновения служат :

Уменьшение диаметра скважины за счет образования глинистой корки на границе скважина-пласт, устанавливается на кривых кавернометрии или профили­метрии по уменьшению фактического диаметра по сравнению с номинальным.

Положительные приращения на микрозондах р_к⁼р_кпмз - р_кгмз, р_к>2-4омм)

Наличие повышающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт, устанавли­ваемого по данным кривых сопротивления, полученных зондами различной длины (ВИКИЗ).

Косвенные качественныепризнаки коллекторов характеризуют породы, которые по своим свойствам могут принадлежать к коллекторам.

К таким признакам относятся:

- Отрицательная аномалия ПС.

- Уменьшение естественной радиоактивности коллекторов относительно вмещающих глин.

- Средние значения показаний на диаграммах нейтронного и акусти­ческого методов.

2.6.3. Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Определение пористости

Коэффициент (К_п) общей пористости характеризует отношение объема пор V_nи других пустот в породе к ее общему объему V_nop



По сообщаемости пор друг с другом различают открытую К_пои закрытую К₃пористости

К_{п =} К_{по +}К_пз

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную К_пэфпористость. Наличие эффективной пористости отделяют породы-коллекторы от неколлекторов. В гидрофильном коллекторе:

К_пэф ⁼К_по(1 -К_в0)

Часть эффективной пористости представляет в коллекторе динамическую пористость (К_пд), которая характеризует проточный объем эффективных пор

К_пд=К_п(1 -К_в0-К_но)


Определение К_п по кривой естественной поляризации пород

Для каждой фациальной зоны пласта Ю₁¹ с использованием кернового материала была построена зависимость Кп=f(Апс) (табл. 2, т.III).

Для баровых кварцевых песчаников пористость рассчитывалась по зависимости:

Кп=11,546*Апс+6,9614 R²=0,79

Для песчаников переходной зоны от лагунных отложений к баровым использовалась зависимость:

Кп=23,694*Апс+2,5797 R²=0,91
Определение К_п по нейтрон-нейтронному методу по тепловым нейтронам

Регистрируемая интенсивность излучения J_HHК-Т, при заданных мощности источника нейтронов и размером измерительного зонда, в основном определяется содержанием водорода в среде, окружающей скважинный прибор: горной породе, промывочной жидкости и глинистой корке. Кроме того, существенное влияние на интенсивность вторичного излучения оказывают составы минерального скелета породы и солей, растворенных в пластовой воде и ПЖ, плотность породы и ПЖ. Водородный индекс чистого пласта

W=K_п W_фл

где W_фл -водородный индекс флюида Водородный индекс пласта с пористостью К_п и объемной глинистостью К_гл:

W=K_п W_фл + K_гл W_св
где W_св -содержание связанной воды в единице объема глинистой фракции.

Основные зависимости для определения К_ппредставляют собой графические связи между К_пи калиброванными показаниями аппаратуры конкретного типа, выраженными в условных единицах. Если для определения К_пприменяются опорные пласты с другими значениями пористости, чем те, для которых построены палетки, относительные единицы рассчитывают:



где -двойной разностный параметр против исследуемого пласта; -интенсивности, отсчитываемые против исследуемого пласта и соответственно против пластов с минимальными и максимальными показаниями с известным водородосодержанием.

Для определения W будет использоваться ранее полученная зависимость:

W=0,2827J²+6.4135J+48.348,

где J-интенсивность НКТ

В показания кривых ННК-Н следует вводить поправки за влияние вмещающих пород, инерционности аппаратуры, технических условий измерений (изменение диаметра скважины, толщины глинистой корки, характеристик промывочной жидкости), литотипа, глинистости, газонасыщенности и т.д. Но внесение всех этих поправок процесс очень трудоемкий и в результате, в большинстве случаев, в показания ННК-Н вносят одну поправку - за глинистость.

Преимущества нейтронного метода при определения коэффициента пористости — это почти полное отсутствие влияния структуры горных пород,

Зная, что на К_п, определенный по ННК-Н, влияние оказывают водородосодержащие глины, скважины глинистой корки, коэффициент пористости можно записать /2/:

К_п= К_п^ннм-т + W

где W - поправка, учитывающая влияние W , W_CKB, W _к; К_п -коэффициент пористости породы. W можно рассчитать для пластов с известными К_п и К_гл /2/:

W = К_п - К_п^керн

Если построить зависимость a_nc⁼f( W) (Рис.4.3.1.), то по полученному уравнению корреляции будет возможно рассчитать W для всего разреза скважины, где определено а_пс, а затем, путем введения поправки в К_п, получить истинную пористость пласта.

Определение К_п по гамма-методу.

На Чкаловском месторождении для пласта Ю₁ и была построена корреляционная связь коэффициента пористости К_пот I. Для построения зависимости K_n=f( J) использовалась привязанные к разрезу значения пористости, определенные по керну, полученная зависимость описывается следующим

K_n=10,92Ln( I)+21,56,

где I- относительный параметр, определенный по формуле:

J= ,

где J -интенсивность в исследуемом пласте, J -интенсивность опорного пласта, за который, как правило, принимается мощный, выдержанный по площади глинистый пласт максимальными показаниями ГК. Коэффициент корреляции 0,8867. После получения зависимости, определяется пористость для каждого пропластка.
Определение К_п по акустическому методу

-по интервальному времени

Для определения К_п используют выражение /3/:
К_П=

где -интервальное время по породе, в твердой фазе
породы, по порозаполнителю, по глине соответственно.
Определение :

Интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов и изменяется в зависимости от температуры и давления (глубины залегания). Для водоносных растворов оно определяется достаточно точно по эмпирическому выражению:

,

где С -минерализация воды, кг/м³; р-давление, МПа; t-температура, °С. Наибольшие ошибки при определении К_пвозникают из-за неверной оценки интервального времени в твердой фазе породы при К_п 0.

Определение :

а) использование значений , полученных для определения минералов в атмосферных условиях (табл.2.6.1.).

Таблица 2.6.1.

Таблица минералов в атмосферных условиях

Минерал		Минерал
Кварц	164	Кальцит	155
Полевой шпат	170	Ангидрит	164
Слюды	178	Гипс	172
Доломит	142	Каменная соль	208-230

Такой подход может привести к значительным погрешностям, так как диапазон изменения скоростей в твердой фазе литологических однотипных пород даже при атмосферных условиях довольно широк и может изменяться в зависимости от состояния поверхности зерен и акустического контакта между ними.

б) Линейная экстраполяция зависимости к нулевой пористости, основанная на сопоставлении скорости, измеренной в скважине, с величинами К_п, определенными на керне при сплошном его отборе (этот способ реализован в дипломном проекте).

в) Сопоставление интервального времени и удельного электрического сопротивления породы, полученного по результатам записи экранированным зондом. В этом случае по оси абсцисс откладывают в линейном масштабе, а по оси ординат-значений р_кв масштабе у=p_к .Интервальное время находят в результате экстраполяции полученной зависимости до пересечения с осью ординат в точке р_к . Такой способ рекомендуется использовать для неглинистых, не трещиноватых пород /3/.

Коэффициент глинистости оценивают по данным ГК или ПС. Интервальное время в глинах _гл выбирают в зависимости от характера распределения глинистого материала, глубины залегания и пористости глин.

- по способу фирмы “Шлюмберже”



где К_пам -пористость, определяемая по способу описанному выше, Учет глинистости выполняется путем применения геофизического параметра, характеризующего глинистость коллектора -а_пс, _гл -интервальное время в глинах на уровне залегания исследуемых пород; С -коэффициент уплотнения, изменяющийся в зависимости от литологии пласта и вмещающих глин; 330-постоянный множитель .

Определение глинистости

Для расчета глинистости, определение которой проводилось по двойному разностному параметру ГК( Jгк) и относительной амплитуде ПС (Апс), построена зависимость для пласта Ю₁¹ Чкаловского месторождения.

Глинистость рассчитывалась по формуле:

Кгл=0,9207*exp(-3.9474*Апс)