дипломная часть. Проектная часть. Проектная часть
 Скачать 0.67 Mb.
|
|
Глава 3. Проектная часть Для проверки применимости методики комплексной интерпретации данных ГИС, опирающейся на системы многомерных моделей петрофизических взаимосвязей, было выбрано Южно - Шапкинское месторождение. 3.1. Выбор модели пористой среды из системы многомерных моделей петрофизических взаимосвязей 3.1.1. Исходные данные Исходными данными для моделирования были две скважины (1 ГН и 9) с полным комплексом ГИС и керном [7, 8]. И для подтверждения работы модели еще две скважины без керна (104 и 1102). Для обработки использовалась II залежь в отложениях среднего и верхнего карбона. Коллекторы порового типа представлены карбонатными отложениями. Первоначально для интерпретации данных ГИС необходимо выделить на диаграммах продуктивные (нефть, газ) коллекторы и снять в них необходимые параметры для обработки [10]. А затем по полученным значениям произвести расчет коэффициента пористости, глинистости. Для уточнения полученных значений необходимо сравнить их со значениями, полученными по результатам лабораторных исследований на образцах керна. Для чего необходимо «привязать» имеющийся керн к разрезу скважины. И только после всего этого можно рассчитать значения пористости и глинистости по модели коллектора и оценить применимость модели для данного месторождения. Выделение коллекторов и снятие отчетов Наличие глинистой корки на кавернограмме. «Положительные» приращения показаний микропотенциал-зонда над микроградиент-зондом при общем высоком уровне значений ρК на кривых обоих микрозондов. Отрицательные аномалии ПС. Пониженные значения радиационной (ННК) и естественной (ГК) гамма-активности. Пониженные (по сравнению с вмещающими плотными породами) значеня ρК на кривых МБК. Данный комплекс признаков широко опробован на практике при выделении коллекторов в нижнепермско-каменоугольных карбонатных отложениях месторождений Тимано-Печорской провинции и позволяет достаточно надежно решать задачу выделения коллекторов [12]. Снятие отчетов производилось по общепринятой методике [11] – по максимальным значениям. Последовательность привязки керна: а) На планшет наносим границы интервалов долбления. Так как вынос керна менее 100% его первоначально привязываем к кровле; б) Устанавливаем положение реперов и пластов, чётко выделяемых по кривым ГИС. Разбиваем разрез на пласты. По корреляция результатов определяем общий сдвиг керна по глубине. С учётом общего сдвига корреллируем описание керна с кривыми ГИС в пределах отдельного долбления; в) В масштабе глубин ГИС строим кернограммы определения пористости и с их помощью уточняем привязку результатов анализов керна к выделенным пластам по ГИС; г) Для каждого выделенного пласта охарактеризованного керном определяем перечень привязанных к нему образцов и вычисляем среднее значение параметра (в нашем случае коэффициента пористости). Распределение пористости по керну представлено на рисунке 3.1.   Рис.3.1. Распределение коэффициента пористости по керну для скважин 1ГН и 9 3.1.2. Рассмотрение моделей Элланского. Обоснование параметров модели В пустотном пространстве гидрофильной породы имеются каналы двух видов: 1) микрокапилляры глинистого и карбонатного цемента, 2) макрокапилляры или каналы "скелета" породы. Микрокапилляры не участвуют в фильтрации и содержат адсорбированную (на поверхности глинистых частиц) и капиллярную (в порах карбонатного цемента) неподвижную (остаточную) воду. Макрокапилляры могут участвовать в фильтрационных процессах, хотя и содержат какое-то количество неподвижной (остаточной) воды. Макрокапилляры и микрокапилляры могут не сообщаться, а могут и сообщаться друг с другом. Поэтому они образуют три группы поровых каналов: 1) свободные, не сообщающиеся с макрокапиллярами микрокапилляры; 2) свободные макрокапилляры, участвующие в фильтрации воды и углеводородов; 3) макрокапилляры, блокированные микрокапиллярами, и вследствие этого не участвующие в фильтрационных процессах. Элланским М. М. предложен ряд теоретических моделей для интерпретации данных ГИС в терригенных коллекторах гранулярного типа [16]. Наши коллектора карбонатные, но тоже гранулярного типа. Из предложенных моделей для опробования выбраны модели акустической, нейтронной и плотностной пористости, а также модель естественной гамма-активности для расчета глинистости. В выбранных моделях глинистость рассматривается в виде двухкомпонентной среды, что позволяет учесть влияние твердой компоненты глины и системы «адсорбированная вода и двойной ионный слой» на показания акустического, нейтронного и плотностного методов. В традиционных методиках интерпретации данных АК, НК и ГГК-П поправки, учитывающие влияние различных факторов, вводятся независимо друг от друга, но все рассматриваемые факторы находятся в сложных взаимосвязях друг с другом. В рассматриваемых моделях учитывается совместное влияние различных факторов на акустическую, нейтронную и плотностную пористость. Для настройки петрофизической модели на конкретные геологические и скважинные условия нужно оценить ряд параметров (представляющих собой свойства скелета и цемента породы) необходимо задать эти параметры путем подбора, что можно сделать на основе априорной информации и сведений о скважинных условиях, не проводя специальных дорогостоящих и долговременных петрофизических исследований керна. Так как во все модели как составляющая входит объемная глинистость, то вычислим ее по формуле предложенной Ларионовым [16]. Модель показаний метода естественной радиоактивности для расчета коэффициента глинистости: Для количественной интерпретации данных метода естественной радиоактивности используем модель взаимосвязи показаний этого метода с глинистостью. Модель опирается на установленную В. В. Ларионовым универсальную нелинейную зависимость показаний гамма – метода от массовой глинистости:  ; гдеСГЛmax – максимальная глинистость пласта глин; J - двойной разностный параметр. Используя модель В. В. Ларионова, можно по данным метода естественной радиоактивности количественно оценить объемную глинистость отложений:  (5.1); гдеКп – пористость, определенная по одному из методов пористости (АК, ННК, ГГК-П). Модель акустической пористости: Так как глина рассматривается как двухкомпонентная система, то модель выглядит следующим образом:  (5.2);где КПАК – пористость, определенная по АК; ТСК, ТВ, ТГЛ, ТСВ.В, ТНГ – интервальное время пробега продольных волн в скелете породы, в пластовой воде, в твердой компоненте глины, в адсорбированной воде и в углеводородах; ТСК = 155 мкс/м (для известняков); ТВ = 610 мкс/м; ТГЛ = 213мкс/м (для каолинита); ТСВ.В = 680 мкс/м; ТНГ = 671 мкс/м [5]. КГЛ – коэффициент объемной глинистости; АДС = 1- количество адсорбционной воды; КВЗП = 0,5 - водонасыщенность прискважинной зоны. Параметры АДС = 1и КВЗП = 0,5 получены путем решения обратной задачи уравнения (2). Модель нейтронной пористости: В модели учитывается плотностной эффект (рассчитываемый с учетом суммарного вклада от глинистости и нефтегазонасыщенности продуктивных отложений), влияющий на нейтронную пористость.  (5.3); где КПНК – пористость, определенная по ННК; В – параметр, зависящий от модификации нейтронного метода (для нейтрон - нейтронного метода – 0,75); КГЛ – коэффициент объемной глинистости; КВЗП = 0,5 - водонасыщенность прискважинной зоны; Х = 0,3 – водородосодержащие химически связанной воды; НГ = 0,966 – водородосодержащие углеводородов;  ; где НГ – плотность углеводородов = 0,65 г/см3 (по результатам проб флюида);  = 0,453; гдеГЛ – плотность глинистого материала (для каолинита) = 2,65 г/см3; В – плотность пластовой воды = 1,0 г/см3; СК – плотность скелета породы (известняки) = 2,71 г/см3;  .Модель плотностной пористости: Используемая модель отражает влияние глинистости как двухкомпонентной системы. На плотностную пористость влияет не только твердая глина, но и адсорбированная на поверхности глинистых поровых каналов (микрокапилляров) вода.  (5.4); где КПГГК-П – пористость, определенная по ГГК-П; КГЛ – коэффициент объемной глинистости; НГ – плотность углеводородов = 0,65 г/см3; ГЛ – плотность глинистого материала = 2,65 г/см3; В – плотность пластовой воды = 1,0 г/см3; СК – плотность скелета породы = 2,71 г/см3; СВ.В – плотность связанной воды = 1,1 г/см3; КВЗП = 0,5 - водонасыщенность прискважинной зоны. 3.2. Расчеты основных геофизических параметров 3.2.1. Расчет коэффициента пористости и глинистости по петрофизическим зависимостям, полученным на образцах керна Расчет коэффициента пористости по АК: Для расчета Кп воспользуемся формулой полученной по результатам лабораторных исследований керна:  ; гдеТП – интервальное время пробега продольной волны в породе (снятое с диаграммы), мкс/м (в виду нестабильности работы аппаратуры в значение интервального времени была введена поправка- 25 мкс/м). В качестве примера обработки приведены расчеты по скв. 1ГН. Результаты расчета представлены в таблице 3.1. Таблица 3.1. Расчет коэффициента пористости по АК
Продолжение таблицы 3.1.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||