Курсовой проект по петрофизике

«Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области»

Содержание

Введение

Глава 1. Теоретическая часть

Глава 2 Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1

Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

Заключение

Список литературы

Введение

Цель данной курсовой работы анализ петрофизических уравнений, используемых при оценке фильтрационно-ёмкостных свойств и характера насыщения коллектора, используемых при подсчёте запасов углеводородов на месторождениях Томской области.

Глава 1. Теоретическая часть

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость - это свойство горных пород пропускать сквозь себя флюиды, т.е. жидкости, газы и их смеси.

При количественной оценки проницаемости породы считаем фильтрацию линейной, т.е. соответствующую линейному закону Дарси:

υ=К_пр*1/μ*grad P_пл;

где К_пр – коэффициент пропорциональности. Измеряется в СИ в м², но ввиду малости скорости фильтрации чаще всего используется мкм². В СГС-Д(Дарси), 1Д=1,02*10^-12 м²=1,02мкм².

Проницаемость в общем виде зависит от свойств горной породы, числа фильтрующихся фаз, взаимодействия фаз. В соответствии рассматривается абсолютная, фазовая и относительная проницаемости.

Абсолютная проницаемость. Под ней понимают проницаемость пористой среды, определяемую при фильтрации единственной фазы, инертной к породе. Определяется по лабораторным исследованиям на отмытых и сухих образцах. При этом необходимо учитывать эффект «проскальзывания газа».

Фазовая проницаемость. Проницаемость фазы при наличие в коллекторе других фаз. Проницаемость любой из фаз ниже абсолютной проницаемости.         

Относительная проницаемость – фазовая проницаемость, отнесённая к абсолютной, и нормированная по эффекту проскальзывания, т.е.

К_пр^отн =К_{пр ф} / К _пр^∞

По проницаемости породы подразделяют:

·  Проницаемые > 10^-2 мкм²

·  Полупроницаемые 10^-2 - 10^-4 мкм²

·  Непроницаемые < 10^-4 мкм²

·  Породы-экраны < 10^-6 мкм²

ПОРИСТОСТЬ

Пористость – это наличие в массиве горной породы или минерале незаполненного минеральным скелетом пространства. В естественном залегании они вмещают пластовые жидкости. Выделяют первичную и вторичную виды пористости. Первичными являются межзёрновые поры, межкомпонентные; ко вторым относятся чаще тектонические трещины, а также связанные с деятельностью подземных вод.

               

а)хорошо отсортированный высокопористый песчаник, б) плохо отсортированный песчаник,

в) глины, г)трещиноватая карбонатная порода, при К_п=15%, д) К_п=30%,

е) трещиновато-кавернозная карбонатная порода.

По форме первичные полости—поры могут быть ромбоэдральными, у хорошо отсортированных рыхлых и скатанных песков, тетраэдрическими у тех же сильно уплотненных пород, щелевидными у глин, слюд и других минералов с кристаллической решеткой пластинчатой структуры, в виде канальцев расширяющейся или сужающейся формы у плохо отсортированных обломочных образований, пузырчатыми в ненарушенных магматических породах; вторичные полости—трещиновидными у скальных метаморфических и магматических пород, каверновидными у карбонатных разностей и гипсов, каналовидными у лессов, ячеистыми у известковистых и кремнистых туфов, соответствующими форме выщелаченным кристаллам минералов в плотных магматических, метаморфических и осадочных породах. По размерам поры и каверны можно характеризовать эффективным диаметром, а трещины—средней шириной (раскрытием).    

Классификация пор по размерам положен принцип рассмотрения взаимодействия с насыщающим флюидом.

Сверхкапиллярные поры имеют диаметр d_эф> 10^-4 м. Доля воды, связанной капиллярными силами и силами адсорбции с твердой фазой, сравнительно невелика. Поэтому пластовая вода в этих порах может двигаться в основном под действием силы тяжести в соответствии с законами трубной гидромеханики. Характерны для слабосцементированных галечников, гравия, крупно- и среднезернистых песков, обломочных разностей карбонатных пород; в зонах выщелачивания карбонатных пород они могут достигать весьма больших размеров (каверны, карсты).

Капиллярные поры d_эф=10^-7 – 10^-4 м Движение воды под действием силы тяжести затруднено, т.е. вода в этих порах удерживается капиллярными силами. Типичны для сцементированных песчаников, обломочных и кристаллических известняков, доломитов.

Субкапиллярные поры (d_эф= 2*10^-9 – 10^-7 м) велика доля воды, на которую действуют адсорбционные силы со стороны твердой поверхности. Поры в этом случае заполнены рыхло- и прочносвязанной водой, которая практически не способна к перемещению в поле силы тяжести или под влиянием сил поверхностного натяжения. Свойственны глинам, мелкокристаллическим и мелоподобным известнякам, доломитам, трепелам» пепловым туфам и другим тонкозернистым породам. В отсутствие трещиноватости все эти породы не являются коллекторами.

Микропоры (d_эф< 2*10-9 м), диаметр которых соизмерим с толщиной слоя прочносвязанной воды, пластовая вода при температурах менее 70 °С практически неподвижна. Микропоры установлены у некоторых природных цеолитов.

Трещиноватость наиболее характерна для плотных, низко-пористых горных пород. Происхождение трещин чаще всего тектоническое, хотя в природе можно встретить трещины диагенеза (доломитизация карбонатов), трещины уплотнения и трещины автогидроразрыва в зонах образования аномально высоких пластовых давлений.

По характеру взаимной связи между порами и движению флюидов в породе различают общую, открытую, эффективную и динамическую пористости.

Коэффициентом общей пористости К_п оценивается объем всех полостей, как сообщающихся между собой (или открытых), так и не сообщающихся (закрытых).

К_п = (V-V_тв) / V или К_п = (V_{п мз} + V_т + V_кав) / V = К_{п мз} + К_т + К_кав.

Коэффициентом открытой пористости К_{п о} оценивается объем пор, сообщающихся между собой в породе и с окружающей средой. Для низкоглинистых высокопористых и рыхлых пород общая и открытая пористости отличаются незначительно. Для пород с большим содержанием субкапиллярных пор (например, глины) различие может быть весьма существенным.

Коэффициент эффективной пористости К_{п эф} характеризует долю порового пространства, которое может быть заполнено углеводородами. Представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно - удержанной пластовой водой:

К_{п эф} =(V_{п о}-V_{в св}) / V=К_{п о}*(1- К_{в св}).

Следует также отметить, что не весь объем нефти или газа, заполняющих полезную емкость горных пород, можно привести в движение при разработке месторождений. Определенная часть их, находящаяся в мелких и тупиковых порах, при реализуемых градиентах давления вытесняющей жидкости остается в порах без движения. Поэтому при моделировании режима разработки пласта необходимо исходить из критерия коэффициента динамической пористости К_{п д,} показывающего, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение УВ.

К_{п д}=(V_{п о}-V_{в св}- V_{н о}) / V=К_{п о} – (1-К_{в св}- К_{н о}).

Определение коэффициента динамической пористости отличается неоднозначностью и трудоемкостью определения, что ограничивает его широкое применение. При каратаже его возможно определить путем наблюдений в скважинах за проникновением радиоактивных изотопов в пласт.

ГЛИНИСТОСТЬ

Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитывают по формуле:

С_гл = (м _0,01 / м _скел)*100%

В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл,—объемную К_гл и относительную η_гл глинистость.

В общем случае, коэффициент объемной глинистости:

К_гл = С_гл *(1-К_п) * σ_скел / σ_глин.

Параметр К_гл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построении различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими параметрами, например с удельной радиоактивностью породы.

К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов:       

а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа;       

б) прогноза поведения коллекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разреза бурением на пресном РВО;

в) прогноза поведения коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ

Под удельной поверхностью (в нефтегазовой петрофизике) пористой среды понимают полную поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой среды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к единице объема пористой среды.

S_п=S_тв * σ_тв (1-К_п) [м^-1].

ГИДРОФИЛЬНЫЕ И ГИДРОФОБНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ

Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «островов» отсутствует пленка воды», а нефть или газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы.

Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания θ на границе воды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть).

При θ = 0, поверхность считается полностью гидрофильной; при 0<θ≤90° поверхность преимущественно гидрофильна; при: 90°<θ≤180⁰—преимущественно гидрофобна; при θ=180°— полностью гидрофобна. Причины частичной или полной гидрофобности поверхности могут быть различными: специфические свойства вещества твердой фазы, состав и физические свойства пластовой воды, нефти и газа.

Преимущественно гидрофобны твердые битумы и ископаемые угли. Глины и агрегаты глинистых минералов в породах-коллекторах (глинистый цемент), как правило, гидрофильны, если не считать глинистых нефтематеринских отложений (например, породы баженовской свиты. Зерна кварца и полевых шпатов в песчаниках и алевролитах, кальцита и доломита в карбонатных коллекторах имеют различную избирательную смачиваемость в зависимости от свойств пластовых флюидов. В нефтеносном коллекторе гидрофобизация поверхности происходит при наличии полярных молекул поверхностно-активных углеводородов — нефтеновых кислот, асфальтенов и т.д., которые в пределах отдельных участков поверхности прорывают пленку воды и занимают активные центры поверхности. В известняках возможна кроме обычной адсорбции молекул углеводородов их хемосорбция, сопровождаемая образованием на поверхности пор новых соединений, например нафтенатов кальция.

Гидрофобизация породы-коллектора оказывает существенное влияние на величину подсчетных параметров и эффективность разработки месторождения, поэтому необходимы учет степени гидрофобизации и количественная ее оценка.

НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содержат воду, нефть и газ. В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в отдельных геологических объектах наблюдается присутствие остаточной нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась нефтяная залежь. В нефтеносном гидрофильном коллекторе поры насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм; иногда возможно присутствие нефти в более мелких порах, кавернах и трещинах меньшей раскрытости. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения—Кн, Кв, сумма которых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения соответствует выражению:

К_н^пред = 1-К_{в о}.

В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Коэффициент нефтенасыщения частично гидрофобного коллектора при прочих равных условиях выше коэффициента нефтенасыщения того же коллектора при полной его гидрофильности.

Коэффициент нефтенасыщения крупных каверн и трещин большой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения принимают равным единице.

Газоносный коллектор также может быть частично гидрофобным. Наиболее вероятна частичная гидрофобность газоносного коллектора в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью и пористостью и очень высоким значением г>0,95; б) коллектор содержит битум на поверхности твердой фазы.

При подсчете запасов нефти и газа для определения параметров К_н и К_г широко применяют методы ГИС, по данным которых определяют вначале К_в, а затем рассчитывают Кн или К_г.

В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что их сумма равна единице.

ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение К_п, С_гл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—неколлектор. Зная граничное значение К_п^гр или С_гл^гр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую К_п^гр или С_гл^гр, после чего характеризуют его как коллектор или неколлектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления ρ_п пласта-коллектора с его удельным сопротивлением ρ_вп при полном насыщении пластовой водой. Если ρ_п < ρ_вп —коллектор водоносный; если ρ_п > ρ_вп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии ρ_п > ρ_п^{кр н}, где ρ_п^{кр н} —критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину ρ_п^{кр н} и соответствующее значение Р_н^{кр н} устанавливают с помощью зависимости Р_н= f(К_в), в соответствии с величиной К_в^{кр н}, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть—вода или газ—вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.

Глава 2. Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1

Залежь нефти на Крапивинском месторождении приурочена к платсу Ю1 васюганской свиты. Основные запасы связаны с верхнеюрским пластомЮ₁^3-4 (подугольная часть верхневасюганской подсвиты). В пределах месторождения пробурено 28 поисковых и разведочных скважин, 17 из которых дали притоки нефти. При изучении параметров пористости, эффективной мощности и дебита мы можем наблюдать заметные колебания. Так, дебит скв. 201 (132,4 м³/сут) при незначительном превышении средней пористости коллекторов (17 %) по сравнению со скв. 202 (16 %) и меньшей эффективной толщине (10,4 против 13,8 м) в 20 раз превосходит дебит последней (7 м³/сут); дебит скв. 190 (60,4 м³/сут), несмотря на одинаковую пористость (16 %) и меньшую эффективную толщину (9,8 м) по сравнению со скв. 206 (12,2 м) и скв. 195 (14,4 м), значительно превышает дебиты указанных скважин (7,7 и 11,7 м³/сут). Оказалось, что колебания дебитов скважин при установленном несоответствии с емкостными параметрами продуктивной пачки вполне отвечают изменчивости проницаемости коллекторов пласта Ю₁³. Так, максимальный дебит в скв. 208 (316 м³/сут) обусловлен очень высокими значениями проницаемости пласта Ю₁³, достигающими 0,6296-2,2848 мкм² (см. скв.208 на рис.1). Несколько меньшие дебиты в скв. 201 (132,4 м³/сут) и скв. 203 (59,5 м³/сут) соответствуют некоторому уменьшению проницаемости в скв. 201 (до 0,1000-0,4037 мкм²) и более значительному в скв. 203 (до 0,010-0,063 мкм²). Небольшие дебиты в скв. 206 (7,3 м³/сут нефти и 0,4 м³/сут воды) и скв. 195(11,7 м³/сут) отвечают еще более низкому значению проницаемости (до 0,001-0,050 мкм²). Таким образом, очевидно, что именно изменчивость проницаемости пород-коллекторов пласта Ю₁³ определяет столь широкий диапазон вариаций дебитов нефти и сложный характер распределения продуктивности по скважинам. Именно проницаемость обеспечивает аномально высокие дебиты (60-316 м³/сут) ряда скважин, отличающие Крапивинское месторождение от других, причем не только Каймысовского свода, но и всей Западной Сибири.

Рис.1. Геофизическая, петрофизическая и литологическая характеристики песчаных пород-коллекторов разных типов

1-10 - литологические типы пород: 1-7 – песчаники;1 - крупно-среднезернистые; 2- среднезернистые; 3- средне-мелкозернистые; 4-средне-мелкозернистые глинисто-алевритистые и алевритовые; 5- мелкозернистые глинисто-алевритистые; 6- мелкозернистые алевритовые и глинисто-алевритовые; 7- алевритисто-глинистые; 8,9 - алевролиты (8 - песчаные, 9 - песчано-глинистые); 10- аргиллиты; 11- угли; 12-17 - гранулометрические фракции: 12-14 - песчаные (12 - крупнозернистые, 13- среднезернистые, 14- мелкозернистые); 15,16 – алевритовые (15 - крупнозернистые, 16- мелкозернистые); 17- глинистые; 18-21 - петрографический состав обломочной части: 18- кварц; 19- полевые шпаты; 20 - обломки горных пород; 21 – слюда.

Стратиграфия и фациальные особенности формирования Горизонта Ю₁ юго-восточной части Каймысовского свода.

Стратиграфическое расчленение разреза юго-восточной части Каймысовского свода (район Крапивинского нефтяного месторождения) осуществлено по данным глубоких скважин с использованием ископаемых остатков фауны и флоры, стандартного каротажа (ПС — поляризации собственной, КС — кажущегося сопротивления) и региональных корреляционных схем.

Объектом изучения является горизонт Ю₁ васюганской свиты келловей-оксфордского ярусов верхней юры (J₃к-о_vs).

Свита названа по р. Васюган на Западно-Сибирской равнине. Выделена В. Я. Шерихорой в 1961г. и входит в полуденную серию. Мощность свиты от 40 до 110 м. Свита содержит аммониты рода Quenstedticeras, фораминиферы видов Recurvoides scherkalyensis Lev., Recurvoides singularis Lutova, Ammobaculites tobolskensis Levina, Globulina alexandrae Dain; отпечатки мелких раковин брахиопод; отпечатки двустворок и белемнитов; пыльцу Classopollis, двухмешковую пыльцу хвойных растений, пыльцу Eucommiidites, Caytonia (Vitreispotes), споры тропических папоротников Motomisporifes phlebopteroites, Dipteridaceae, редкие остатки Yleichenia и др. (по материалам О. Н. Костеши). Отложения васюганской свиты согласно залегают на отложениях тюменской и вскрыты всеми скважинами описываемой территории. Свита четко выделяется в разрезах изучаемых скважин, хорошо прослеживается по латерали и подразделяется на две подсвиты, сложенные разнофациальными (преимущественно морскими) отложениями, сформировавшимися в процессе двух трансгрессий - келловейской (нижневасюганская подсвита), позднеоксфордской части верхнеюрско-валанжинской (верхневасюганская подсвита) — и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними.

Нижневасюганская подсвита сложена относительно глубоководно-морскими глинистыми породами - аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми с редкими, тонкими прослойками светло-серых алевролитов. Она хорошо выдержана по простиранию, мощность ее около 35 м. Это время наступления моря на сушу. Судя по литологическому составу и органическим остаткам (отпечатки раковин аммонитов, комплексы фораминифер Recurvoides scherkalyensis, Recurvoides singularis; споро-пыльцевые комплексы хорошей сохранности), проводя аналогию с современными морскими бассейнами, можно сделать предположение, что эта область относительно глубоководного шельфа.

Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая содержит комплексы фораминифер Ammobaculites tobolskensis, Globulina alexandrae, отпечатки раковин брахиопод, двустворок плохой сохранности, палинокомплексы, видовой состав которых унаследован от келловейской флоры, но с уменьшением их количества и плохой сохранностью. Эти данные свидетельствует о существовании в то время мелководного морского бассейна. Подсвита представляет собой региональный нефтегазоносный горизонт Ю₁, являющийся основным продуктивным объектом практически на всех месторождениях Томской области. В объеме горизонта на территории исследования выделяются пласты Ю₁¹, Ю₁², Ю₁^М и Ю₁³, каждый из которых продуктивен в той или иной скважине. Мощность подсвиты составляет около 65–70 м.

Пласт Ю₁³ образовался при слабой регрессии морского бассейна в прибрежно-морских условиях (по аналогии с современными морскими бассейнами, это область мелководного шельфа) — крупный палеодельтовый комплекс. Об этом свидетельствуют остатки растительного детрита, которые вероятно были снесены речными потоками с близлежащей суши, зерна хлорита, остатки морской фауны плохой сохранности и форма кривой ПС (скв. 10P, 26Р, 25Р, 30Р Двуреченского и скв. 216Р, 214Р, 102 Крапивинского месторождений). Пласт Ю₁³ имеет в целом нехарактерны для юрских коллекторов Томской области аномально высокие фильтрационно-емкостные характеристики, по которым разделяется на две пачки: низкопроницаемую пачку Б, представляющую собой собственно дельтовые отложения и высокопроницаемую пачку А — отложения баров. Пачка Б образовалась при спокойном гидродинамическом режиме и быстром процессе седиментации, при котором шла слабая проработка обломочного материала; отсюда и ухудшение коллекторных свойств. Об этом свидетельствуют неполная углефикация и хорошая сохранность растительных остатков, высокое содержание глинистого цемента в песчаниках. Пачка А, наоборот, образовалась при интенсивной проработке материала вследствие высокой гидродинамической активности среды седиментации; отсюда и повышенные фильтрационно-емкостные характеристики.

Выше по разрезу залегает межугольная ритмотолща (пласт Ю₁^М), которая сверху и снизу ограничена угольными пластами (углистыми аргиллитами). Отложения пласта сформировались в период континентального режима региона.

Верхнюю часть горизонта Ю1 составляет надугольная толща (пласты Ю₁², Ю₁¹), сформировавшаяся в период трансгрессии моря и представленная морскими фациями. Об этом свидетельствует литологический состав (породы, представленные переслаиваемыми аргиллитами темно-серыми, плитчатыми с редкими включениями пирита и песчаниками серыми мелкозернистыми неслоистыми глинистыми; алевролитами серыми с голубоватым оттенком, участками известковистыми с глауконитом), остатки морской фауны (отпечатки белемнитов) и форма кривой ПС.

Принимая во внимания эти данные, можно сделать вывод, что келловейская трансгрессия оказалась более мощной, чем верхнеюрско-валанжинская и, следовательно, верхневасюганская подсвита образовалась в более мелководных условиях.

Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора

а) Записать уравнения и построить графики.

Уравнения для Томской области:

К_п = 0,1006•а_пс + 0,091;

Р_п = 1,493•К_п^-1,6;

К_в = 1,005•Р_н^-0,626;

Уравнения для района – Каймысовский свод:

К_п=0,126а_пс+0,084

Р_п=1,148К_п^-1.67

К_в=0,93Р_н^-0.54

Уравнения для месторождения – Озерное:

К_п=0,1205а_пс+0,07;

Р_п=0,922К_п^-1.745;

К_в=1,023P_H^-0.64;

α_пс - меняется от 0 до 1.

		Для Томской области			Для свода			Для месторождения
αпс	Рн	kп	Рп	kв	kп	Рп	kв	kп	Рп	kв
0	1	0,091	69,11838	1,005	0,084	71,84482	0,93	0,07	95,50692	1,023
0,25	2	0,11615	46,77664	0,65121	0,1155	42,21142	0,639627	0,100125	51,14277	0,656472347
0,5	4	0,1413	34,18475	0,421965	0,147	28,21772	0,439917	0,13025	32,31795	0,421266805
0,75	10	0,16645	26,30303	0,237775	0,1785	20,40357	0,268215	0,160375	22,47851	0,234355761
1	40	0,1916	21,00037	0,099834	0,21	15,55377	0,126873	0,1905	16,64616	0,09650665

Для зависимости К_п – α_пс можно сделать следующие выводы. Получившиеся при построении графики, близки по своим значениям. Однако график, приведенный для месторождения, расположен ниже других. По месторождению пористость глин наибольшая, на что указывает коэффициент «b» в аналитическом выражении, чувствительность коэффициента пористости к глинистости – средняя (на что указывает средний угол наклона кривой, а также коэффициент «а» в уравнении).

Кривые, построенные для зависимости Р_п – К_п, незначительно отличаются друг от друга для рассматриваемых участков. Однако кривая, построенная для месторождения лежит ниже всех остальных, следовательно и значения Р_п для месторождения будут ниже. Как известно Р_п прямо пропорционально связан с ρ_вп, значит, чем меньше параметр пористости, тем меньше и ρ_вп. Удельное сопротивление глинистого водонасыщенного коллектора в значительной степени зависит от соотношения электропроводности ДЭС, формирующегося в окрестности поверхности глин, и электропроводности свободного электролита, а также от объемного распределения этих компонентов. В большинстве случаев электропроводность ДЭС выше, что приводит к занижению ρ_вп глинистого коллектора водонасыщенной породы.

По зависимости Р_н – К_в можно сказать, что все три зависимости схожи. По геометрии порового пространства, за которое отвечает коэффициент а, наиболее сложное по месторождению и области.

б) Что означает каждый из коэффициентов в уравнениях. Можно ли говорить о каких-то литолого-физических особенностей коллекторов Томской области и их различиях на отдельных месторождениях?

К_п = а•α_пс + b;

а – коэффициент, указывающий на чувствительность коэффициента пористости к глинистости;

b – коэффициент, указывающий на пористость глин.

Р_п = а•К_п^-m_;

а – коэффициент, изменяется от 0,4 до 1,6;

m – показатель цементации для неглинистых пород;

m = 1,3–1,4 – хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники;

m = 1,8–2,0 – сцементированные песчаники и известняки с межгранулярной пористостью;

m < (1,8–2,0) – с трещиноватой пористостью;

m > 2,0 – с кавернозной пористостью.

Р_н = а•К_в^-n;

а – константа коллектора, коэффициент, указывающий на сложность геометрии пор (чем он больше, тем сложнее геометрия пор);

n – константа коллектора, показатель, характеризующий крутизну кривой, зависит от степени цементации;

1) межзерновые гидрофильные коллекторы:

n = 1,3–1,6 – глинистые терригенные;

n = 1,8–2,0 – хорошо сцементированные слабоглинистые терригенные и карбонатные;

2) коллекторы со сложной геометрией пор:

n = 1–1,3 – кавернозные породы;

n >> 2 – трещиноватые породы;

3) гидрофобные коллекторы:

n > 2 и тем больше, чем больше гидрофобность коллектора.

Поскольку в уравнениях есть различие в коэффициентах, значит, существуют различия в типах коллекторов, поэтому можно говорить о литолого-физических особенностях месторождения, коллекторов Томской области и их различиях.

По свободному члену в уравнении К_п (равном 0,091) можно говорить о том, что наибольшей пористостью обладают породы по области, но чувствительность коэффициента пористости к глинистости в этом случае наименьшая (коэффициент а в уравнении – наименьший).

в) Для граничных значений пористости коллектора горизонта Ю₁ (10 – 20)% используя уравнения месторождения определите соответствующие им значения α_пс, К_гл и К_пр, а также W, Р_п при полном водонасыщении и при К_в = 0,5. Совпадает ли вычисленный интервал К_пр с приведенным в тексте?

К_п = 0,1205•_пс + 0,07; _пс = (К_п – 0,07)/0,1205

К_гл=0,4346-0,3846_пс

lgК_пр=3,27_пс – 1.261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261)

W= К_п· К_в

Р_п=0,922К_п^-1.745

kп	kв	αпс	kгл	Kпр*10-3 мкм2	W	Рп
0,1	0,5	0,248962656	0,338849	0,3573616	0,05	51,25437
0,2	1	1,078838174	0,019679	184,8420727	0,2	15,29092

Часть вычисленного интервала К_пр попадает в интервал, приведенный в тексте.

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

а) Каким граничным значениям К_п, К_гл и К_пр соответствуют приведенные критерии коллектора по α_пс?

Граничные значения:

-  для газ – нет;

-  для нефти α_пс = 0,43.

К_п = 0,1205•_пс + 0,07 = 0,121815;

К_гл=0,4346-0,3846_пс = 0,269222;

lgК_пр=3,27_пс – 1,261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261) = 1,396689924.

б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти ρ_п зависит от α_пс? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение ρ_п, выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом α_пс. Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение ρ_п, которое вычисляется по следующей формуле: r_п³2,4a_пс+3,4; так как критерий коллектора для нефти _пс≥0,43, а критерий получения чистой нефти - _пс<0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

r_п³2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение r_п, выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρ_п≥4,5 Ом*м.

в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Р_н и ρ_п из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

Номер образца 201/15.

Номер образца	Кв.св.	К*в	Кв.кр	К**в	Кпр*10-15м2	Кп	Рп
205/12	0,28	0,36	0,53	0,69	129,3	19,2	17,5

Р_п = ρ_вп / ρ_в; ρ_вп = Р_п•ρ_в; ρ_в = 0,075 Ом•м

ρ_вп=17,5*0,075= 1,3125 Ом•м

К_в=1,023•Р_н^-0.64; Р_н=(1.023/К_в)^1,5625;

Р_н = ρ_нп / ρ_вп; ρ_нп = Р_н•ρ_вп.

-  чистая нефть: Р_н= 7,57– 5,11; ρ_нп = 11,22- 7,57;

-  нефть с водой: Р_н = 5,11 – 2,79; ρ_нп = 7,57 – 4,14;

-  вода с нефтью: Р_н = 2,79 – 1,85; ρ_нп = 4,14 – 2,74;

-  чистая вода: Р_н < 1,85; ρ_нп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (k_гл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆k_пв) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (k_п = k_п + ∆k_п), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (k_гл = k_гл + ∆k_гл). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆k_пв,∆ k_П, ∆k_гл) в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (r_v), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и r_v в прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.

Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (r_v) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (г_у = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно r_v > 0,4 м и r_v < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ≤ r_v ≤ 0,4 м) Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (р_п^v, р_п^* р_п), и определить толщины слоев V-зоны (r_v = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (p_п^v = 22 Ом*м), относят к расстоянию r₁ = 0,4 • r_v, усредненные значения УЭС для ОЗ

(p_п^* = 14 Om*m) - к расстоянию r₂ = (r_v - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (р_п - 32 Ом • м) относят к расстоянию r₃ = 1,3*r_v. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей р_п^v,р_п^*,р_п, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r₁, r₂ и r₃. Кроме данных ЭМ (р_п^v,р_п^*,р_п, r_v и r^*) а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. W_п^НМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δ_п^ГГМ) и акустического (AM. t_п^АМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (k_гл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (k_пво), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое r_v = 0,3 м содержит ЗП (∆k_пв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆k_п = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆k_гл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.

V-зоны и добывные возможности коллекторов

При оценке продуктивных пластов данные ГИС позволяют устанавливать факторы, влияющие на их потенциальные добывные возможности.

В |2, 4, 5] рассмотрены отличительные особенности формирования ЗУ в V-зоне. Отмечено, что при внедрении глинистых частиц (∆k_гл) в поры коллектора в пределах V-зоны снижается эффективная пористость (∆k_п^эф). Это происходит как за счет внедряющейся в пласт глины (∆k_гл), так и за счет воды, связываемой этой глиной. Следовательно, параметры ЗУ можно использовать для оценки снижения эффективной пористости в V-зоне: ∆k_п^эф = (1 + α)* ∆k_гл, где α*∆k_гл = ∆k_ПВО^эф. В отличие от ЗУ, в ЗР (∆k_п) повышается эффективная пористость. В свою очередь, изменение эффективной пористости ведет к изменениям проницаемости и добывных возможностей коллектора. При формировании ЗУ добывные возможности уменьшаются в среднем в 1,6 раза [2].

Необходимо указать на принципиальные ограничения возможностей ГИС. заключающиеся в том, что рассеянная глина (k_гл) в порах породы по УЭС (р_п^ЭМ) и по нейтронной влажности (w_п^НМ) эквивалентна содержанию некоторого количества (k_пв) пластовой воды или фильтрата бурового раствора. По этому установить наличие в прискважинной области ЗУ (∆k_гл) и достоверно оценить емкостные свойства породы лишь по данным комплекса ЭМ+НМ, в силу указанных ограничений, невозможно.

Результаты интерпретации только данных ЭМ+НМ содержат многочисленные неточности и погрешности. По этим данным V-зоне пласта для ситуации, рассмотренной в предыдущем разделе, выделяются только ЗП и ОЗ, емкостные показатели определяются неверно (табл.3 и рис. 4).

Заключение

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение К_п, К_гл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—не коллектор. Зная граничное значение К_п^гр или К_гл^гр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую К_п^гр или К_гл^гр, после чего характеризуют его как коллектор или не коллектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления ρ_п пласта-коллектора с его удельным сопротивлением ρ_вп при полном насыщении пластовой водой. Если ρ_п < ρ_вп —коллектор водоносный; если ρ_п > ρ_вп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии ρ_п > ρ_п^{кр н}, где ρ_п^{кр н}— критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину ρ_п^{кр н} и соответствующее значение Р_н^{кр н} устанавливают с помощью зависимости Р_н= f(К_в), в соответствии с величиной К_в^{кр н}, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть—вода или газ—вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.

Список литературы

1.  Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири: Новосибирская, Томская и Омская области.

Т.1. Геологическое строение. 1999. – 228 с.

Т.2. Полезные ископаемые. 1998. – 254 с.

2.  Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.

Т.2. Западно-Сибирская нефтегазовая провинция. – 1996. – 352 с.

3.  Нефтегазовая энциклопедия / под реакцией Вадецкого. – М.: Нефть и газ, 2002 г. (в трех томах).

Т.1. А – И; Т.2. К – П.

4.  Добрынин В.М. и др. Петрофизика: учебник для вузов. М.: Недра, 1991.– 368 с.

5.  Сваровская Н.А. Физика пласта. Учебное пособие. ТПУ, 2003. – 155 с.

6.  Журнал «Каротажник» выпуск 75.

Курсовой проект по петрофизике «Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области» Содержание Введение Глава 1. Теоретическая часть Глава 2 Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1

 

• 14:21 05 Июля 2016
  Российско-китайский медуниверситет откроет магистерскую программу по TCM
• 01:21 05 Июля 2016
  На форуме МГУ Россия и Китай обсудят научно-образовательное сотрудничество
• 11:00 04 Июля 2016
  Реморенко: "ЕГЭ-туризм" в России сходит на нет
• 10:52 04 Июля 2016
  Летняя российско-австрийская школа откроется в Москве
• 15:31 01 Июля 2016
  В СПбГУ могут воссоздать географический факультет

Заказать уникальную работу