Порядок виконання роботи
Лабораторний практикум
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу
Кафедра геофізичних досліджень свердловин
В.В. Федорів
Методика і технологія підготовки, проведення та інтерпретації даних ГДС
Лабораторний практикум
(Частина 4)
Івано-Франківськ
УДК 550.832.05
ББК 26.2
Ф-33
Рецензент:
Старостін В. А. кандидат геолого-мінералогічних наук, доцент кафедри геофізичних досліджень свердловин Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу
Рекомендовано методичною радою університету
(протокол № 2 від 21.11.2013р.).
Федорів В. В.
Ф-33 Методика і технологія підготовки, проведення та інтерпретації даних ГДС: Лабораторний практикум (Частина 4). – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2013. – 71 с.
МВ 02070855-7014-2013
Лабораторний практикум розроблено згідно робочої програми та навчального плану. Лабораторний практикум містить методичні вказівки для проведення лабораторних занять з дисципліни: “Методика і технологія підготовки, проведення та інтерпретації даних ГДС”.
Призначено для підготовки бакалаврів за напрямом 6.040103 – “Геологія”.
УДК 550.832.05
ББК 26.2
МВ 02070855-7014-2012 
© Федорів В. В.
© ІФНТУНГ, 2013
ЗМІСТ
| Лабораторна робота №1 | ||
| Виділення колекторів нафти і газу за даними комплексу методів ГДС........................... | ||
| Лабораторна робота №2 | ||
| Визначення коефіцієнта пористості за даними комплексу методів ГДС........................... | ||
| Лабораторна робота №3 | ||
| Визначення коефіцієнта проникності та глинистості за даними комплексу ГДС........................ | ||
| Лабораторна робота №4 | ||
| Виділення та промислова оцінка нафтоносних та газоносних колекторів (визначення ефективної товщини, коефіцієнта нафто-газонасичення та залишкового нафтогазонасичення) за даними комплексу методів ГДС........................... | ||
| Лабораторна робота №5 | ||
| Літологічне розчленування геологічних розрізів за даними комплексу методів ГДС................... | ||
| Список використаної літератури..................... |
|
|
|
Лабораторна робота №1
Виділення колекторів нафти і газу за даними комплексу методів ГДС
Мета роботи. Ознайомитись із методикою виділення колекторів нафти і газу за даними комплексу методів геофізичних досліджень свердловин.
1.1 Теоретичні відомості
Виявлення додаткових нафтогазоносних об’єктів раніше розвіданих площ, в більшості випадків ускладнюється в силу недостатньої інформативності результатів комплексу геолого-геофізичних методів, які при цьому застосовуються. Особливо проблема виділення порід колекторів ускладнюється в умовах тонкошаруватої геологічної будови. Втрата ефективності геофізичних методів при дослідженні такого типу розрізів обумовлена відсутністю достатньо тісних зв’язків між структурою порового простору, мінеральним складом порід та їх фізичними параметрами, а саме:
|
|
|
- інтегральною радіоактивністю гірських порід;
- питомим електричним опором;
- коефіцієнтом поглинання ультразвукових коливань;
- теплопровідністю та тепловим опором;
- напруженістю магнітного поля та магнітною сприйнятливістю.
Окрім цих причин, які затрудняють виділення порід-колекторів в геологічних розрізах із складною будовою, є ще ряд методологічних та технологічних факторів, які знизують інформативність геофізичних досліджень. До таких факторів належать недосконалість методик інтерпретації результатів геофізичних досліджень свердловин (ГДС), мала чутливість геофізичних датчиків, співвідношення розмірів зондів та товщин прошарків, технологія проведення досліджень у свердловинах.
Породи-колектори можуть бути виділені, виходячи із наступних факторів та ознак, зареєстрованих в результаті геофізичних досліджень свердловин. До таких ознак можна віднести наступне:
|
|
|
- проникнення розчину у пласт;
- зміна граничних значень колекторських та фізичних властивостей;
- звуження діаметру свердловини;
- збільшення інтервального часу пробігу поздовжньої ультразвукової хвилі;
- зменшення показів нейтронного гамма-каротажу.
Породи-колектори бувають: піщано-глинисті, глинисті, карбонатні та вулканогенні. За структурою порового простору:
- порові (міжзернові, гранулярні);
- тріщинні;
- кавернозно-порові;
- змішані (тріщино-кавернозні).
У більшості випадків поклади нафтогазових родовищ приурочені до теригенних і карбонатних колекторів, в окремих випадках концентруються вуглеводні у тріщиноватих колекторах. В основному такий тип колектора характерний для щільних метаморфізованих порід. У карбонатних породах переважає тріщинно-кавернозний і змішаний тип колектора. Порові колектори діляться на прості та складні.
Прості – до простих колекторів відносять породи, які складені одним мінералом і вміщують один тип рухливого флюїду (нафта, газ, конденсат, вода).
Складні – до складних колекторів відносять пористі породи виповнені двома і більше мінералами, включаючи і глинисті мінерали. Для таких порід-колекторів характерна складна структура порового простору, багатофазова насиченість.
|
|
|
За характером змочуваності скелета породи, розрізняють колектори гідрофільні і гідрофобні, частково гідрофобні.
Виділення порід-колекторів у піщано-глинистих теригенних відкладах
Виділення колекторів будь якого типу, базується на результатах комплексних геофізичних досліджень у пошукових свердловинах та даних лабораторних петрофізичних досліджень керну. Фактори та ознаки, за допомогою яких визначається колектор, діляться на прямі та побічні (посередні), якісні і кількісні.
Кількісні ознаки включають ряд критеріїв наявність, або відсутність яких в кожному конкретному випадку характеризує тип колектора. Прямою якісною ознакою є рух флюїду у породі, який встановлюється за результатами ГДС. Основними геофізичними методами для визначення цього фактору є електричні методи, ядерно-магнітні та розходометрія.
Із електричних методів можна успішно використати метод самочинних потенціалів (ПС). Якщо мінералізація пластових вод більша мінералізації бурового розчину, піщані та алевритисті пласти-колектори виділяються як мінімуми на кривій ПС, глини і глинисті (непроникні породи) – максимуми. Значення потенціалів ПС розміщається на одній лінії – “лінії глин”, якій відповідає найбільший високий потенціал. Величина потенціалу напроти пісковиків та алевролітів на порядок менша від потенціалу лінії глин. В залежності від того, до якої лінії ближче лежать виміряні значення ПС, їх відносять до колекторів або до глинистих пластів. Однак, якщо мінералізація пластових вод різна, то значення потенціалів пісковиків і алевролітів будуть різні. Цю обставину можна використати, якщо відомо зміну мінералізації пластових вод по розрізу свердловини.
Якщо мінералізація бурового розчину більша мінералізації пластової води то ПС буде мати зворотній вигляд. Глини в цьому випадку відмічаються мінімумами, а пласти-колектори (пісковики і алевроліти) максимумами на кривій ПС. Наявність зворотного виду кривої методу самочинної поляризації можна встановити за результатами досліджень порід різного літологічного складу або порівнюючи дані про мінералізацію пластової води і бурового розчину. У випадку підвищеної мінералізації бурового розчину і наближення її значення до значення мінералізації пластової води, метод ПС при виділенні колекторів буде неінформативним.
Малопористі пласти мають більший питомий опір у порівнянні із глинистими та водоносними породами, що дозволяє їх виділити у геологічному розрізі за даними електричних методів. Для того, щоб розділити низькопористі пласти від проникних, необхідно врахувати ряд ознак, а саме:
1. Мікрокаротаж – за сильними змінами із глибиною високих показів, які перевищують покази проти колекторів і глин. Пояснюється це відсутністю напроти низькопористих пластів глинистої кірки.
2. Перевищення показів мікро-потенціал зондів над показами мікро-градієнт зондів.
3. Акустичний каротаж – за великими швидкостями розповсюдження пружних хвиль.
4. Нейтронний каротаж – за високими показами, які обумовлені низьким вмістом водню у низькопористих породах колекторах. Як виняток складають газоносні породи-колектори, які також характеризуються підвищеними показами на кривій інтенсивності нейтронного каротажу.
Порові теригенні і карбонатні колектори характеризуються не тільки якісними ознаками, але і кількісними критеріями, за якими породи розділяються на колектори і непроникні пласти.
Поряд із кількісними є побічні, якісні ознаки, що характеризують ємнісні властивості гірських порід. До якісних побічних ознак можна віднести покази ядерно-магнітного каротажу (ЯМК). За величиною індексу вільного флюїду (ІВФ) можна оцінити ефективну пористість породи-колектора. Підвищення мінералізації бурового розчину (r с<0.2 Ом×м) призводить до зменшення числа якісних ознак – згладжується крива ПС, незадовільна якість кривих МК.
Прямі ознаки проникнення стають відсутніми в разі тривалого процесу буріння.
Радіальний градієнт електричного опору в породі-колекторі обумовлений формуванням у ньому зони проникнення, питомий опір якої r зп відрізняється від опору у незмінній частині пласта r п. Наявність радіального градієнту опору встановлюється порівнянням показів однотипних зондів з різним радіусом дослідження (БКЗ, БК, ІК). При інтерпретації кривих однотипних зондів для колекторів h еф> L з одержують криві зондування тришарового типу при r зп> r п – підвищене проникнення і при r зп< r п – понижене. Пласти, у яких відсутнє проникнення характеризуються двошаровими кривими зондування.
Криві тришарові з підвищеним проникненням спостерігаються у водоносних пластах з високим вмістом зв’язаної води. Підвищена водонасиченість порід-колекторів спостерігається поблизу контактів вуглеводнів з водою, а також у алевролітах, польовошпатових, глинисто-кварцевих пісковиках.
За кривими БКЗ впевнено оцінюється радіальний градієнт опору у однорідних колекторах товщиною більше 6-8 м, іноді позитивні результати отримують у пластах товщиною 4-6 м. Для пластів у яких товщина рівна 1.5-4 м, наявність проникнення можна оцінити за даними коротких 0.4 м, 1.05 м градієнт-зондів і потенціал-зонда БКЗ у комплексі із зондами БК і ІК.
Породи-колектори малої товщини (0.4-1.5 м) виділяться за даними БМК і БК або різноглибинних зондів БК. Якщо криві цих методів зареєстровані в однаковому масштабі, породи-колектори виділяться за різницею показів різноглибинних зондів. Ефективність виділення низькопористих колекторів за даними ГДС зменшується внаслідок швидкого наближення h гл до одиниці.
Виділення глинистих колекторів
Окрема група пісковиків, яка вміщає значну кількість глинистого матеріалу, відноситься до глинистих колекторів. Найбільш часто зустрічається тип глинистого колектора, який представлений тонким перешаруванням глинистих і піщанистих прошарків.
Виділення глинистих колекторів ускладнюється тим, що амплітуда відхилення кривої ПС напроти них значно менша, ніж проти неглинистих чистих пластів при однаковому співвідношенні мінералізації пластової води і бурового розчину. У зв’язку з чим покази методу ПС напроти таких пластів будуть близькими до значень самочинних потенціалів глин.
Глинисті колектори виділяються шляхом комплексного співставлення кількісного аналізу даних, отриманих в результаті геофізичних досліджень свердловин. Додаткову інформацію по колекторах отримують, аналізуючи криву кавернограми. На цій кривій напроти глин спостерігається збільшення діаметру свердловини і навпаки – проти пластів-колекторів звуження діаметру за рахунок утворення глинистої кірки.
За даними гамма-каротажу (ГК) можна якісно оцінити породи, а саме за наступними ознаками:
- низькі значення інтегрального гамма-випромінювання притаманні неглинистим і малоглинистим породам;
- високі значення інтегрального гамма-випромінювання характерні для чистих глин, аргілітів;
- підвищені значення інтенсивності гамма поля на кривих НГК;
- підвищені значення інтервального часу на кривих акустичного каротажу.
Високі значення Іj не завжди однозначно вказують на глинистий тип колектора, їх величину може обумовлювати також поліміктовий склад породи, в якій відмічається наявність акцесорних мінералів, до складу яких входить радій, торій та калій-40.
Виділення карбонатних колекторів
За результатами геофізичних досліджень свердловин карбонатний тип колектора суттєво не відрізняється від піщаного. Виходячи з цього, для їх ідентифікації необхідно використовувати аналогічні результати комплексних геофізичних досліджень. Карбонатні колектора діляться на:
- високопористі (з гранулярною пористістю);
- тріщинно-кавернозні.
Для виділення пористих пластів використовують наступні ознаки:
- низькі покази на діаграмах мікрокаротажу;
- пониження швидкості розповсюдження пружних хвиль (великий інтервальний час пробігу поздовжньої хвилі);
- пониження показів на кривій нейтронного каротажу (як виняток складають газонасичені пласти).
Напроти пластів-колекторів криві ГК і НГК відхиляться до мінімальних значень. Низько-пористі карбонатні породи чітко виділяються на фоні пористих, по малому інтервальному часі пробігу поздовжньої ультразвукової хвилі. На кривій НГК малопористі породи відмічаються максимумами.
Електричні методи не є ефективними при виділенні карбонатних колекторів. Виняток складають виділення водоносних пластів (10-20 Ом×м) та щільних непроникних літотипів.
Карбонатні породи-колектори малої потужності, а також пласти представлені частим перешаруванням пористих і щільних літотипів виділяються так, як і карбонатні пласти значної потужності.
Виділення тріщинуватих та тріщинно-кавернозних колекторів
Геологічні карбонатні розрізи, які виповнені тріщинуватими та тріщинно-кавернозними колекторами, на кривих електричних методів ГДС мають однотипний вигляд. Незначну зміну питомого електричного опору може викликати тільки насичення тріщин.
У той час на кривих акустичного каротажу, ядерно-магнітного та кавернометрії є достатньо ознак, по яких можна виділити та оцінити кількість тріщин.
На кривій інтервального часу напроти тріщинуватого пласта спостерігається збільшення коефіцієнта затухання ультразвукових коливань та зменшення їх амплітуд.
Криві кавернометрії та мікрокаротажу напроти тріщинуватих порід диференційовані по відношенню до кривих інших методів.
Порядок виконання роботи
1. На основі вищевикладеної теорії та результатів інтерпретації даних ГДС, які отримані в попередньому семестрі, виділити колектори нафти і газу.
2. Результати нанести на діаграмному матеріалі
1.3 Аналіз результатів роботи
У результаті проведеної роботи студент повинен зробити аналіз отриманих результатів та викласти висновки, щодо отриманих результатів.
1.4 Контрольні питання
1. Назвіть основні якісні ознаки пласта-колектора?
2. Що є основним критерієм пласта-колектора?
3. Типи порід-колекторів.
4. Способи виділення карбонатних порід-колекторів.
5. Способи виділення теригенних порід-колекторів.
6. Що відноситься до кількісних ознак пластів-колекторів?
7. Що відноситься до якісних ознак пластів-колекторів?
Лабораторна робота №2
Визначення коефіцієнта пористості за даними комплексу методів ГДС
Мета роботи. Ознайомитись із методикою визначення коефіцієнта пористості за даними методів ГДС та ознайомитись з комплексними методиками визначення K п.
2.1 Теоретичні відомості
Коефіцієнт пористості гірських порід можна визначити за допомогою різних електричних або радіоактивних методів дослідження розрізів нафтогазових свердловин. Однак ефективність цих розрахунків в конкретних геологічних умовах для різних методів неоднакова. При вивченні піщано-глинистих порід-колекторів достовірні результати дають електричні методи, а при вивченні гранулярних карбонатних порід – радіоактивні методи. Визначення коефіцієнта пористості тріщинуватих порід проводиться по результатам комплексної інтерпретації електричних і радіоактивних методів дослідження розрізів свердловин.
Визначення коефіцієнта пористості
за даними опору незміненої частини пласта
За таких умов пористість гірських порід визначається за допомогою кореляційної залежності Р п= f (К п) (Рис. 2.1). В найпростішому варіанті дану залежність можна представити у наступному вигляді:
, (2.1)
де Р п – параметр пористості, або так званий відносний опір; К п – коефіцієнт пористості, д.од.; а і m – структурні елементи, які залежать від типу породи, характеру її насичення та структури порового простору.
Дані структурні елементи визначаються лабораторним шляхом. Для теоретичних розрахунків приймається, що а =1, а m =2.
1 – рихлі пісковики; 2 – слабозцементовані пісковики; 3 – середньо-зцементовані пісковики; 4 – рихлі вапняки; 5 – вапняки та доломіти крупнокристалічні, середньо ущільнені; 6 – вапняки та доломіти щільні, тонкокристалічні
Рисунок 2.1 – Осереднені криві залежності параметра Р п від коефіцієнта пористості K п для піщаних (а) і карбонатних (б) порід
Так званий параметр пористості, або як ще називають відносний опір для водоносних пластів визначають за формулою:
, (2.2)
де ρ вп – опір водоносного пласта при його 100 %-му насиченні водою, Ом·м; ρ в – опір води, яка насичує даний пласт, Ом·м.
Питомий електричний опір водоносного пласта знаходиться за даними таких методів, як БКЗ, БК та ІК, а пластової води – за даними лабораторних аналізів, або даних методу ПС.
Визначення коефіцієнта пористості
за даними опору промитої зони пласта
При використанні опору промитої зони пласта ρ пп для чистого неглинистого водоносного колектора параметр пористості Р п визначається за формулою:
, (2.3)
де ρ ф – опір фільтрату промивної рідини, Ом·м. Він визначається за допомогою спеціального графіка (Рис. 2.2).
У глинистому колекторі параметр пористості рівний:
, (2.4)
де П п – параметр поверхневої провідності, який враховує зміну параметра Р п в залежності від мінералізації пластової води.
Параметр П п визначається для заданого питомого опору фільтрату промивної рідини ρ ф, враховуючи глинистість колектора С гл, або геофізичні параметри (α пс, Δ І γ), які побічно залежать від глинистості.
У чистому неглинистому нафтогазоносному колекторі параметр пористості рівний:
, (2.5)
де Р нз – параметр залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта.
Величина Р нз визначається за формулою:
, (2.6)
Шифр кривих – ρ ф, Ом·м
Рисунок 2.2 – Залежність питомого електричного опору фільтрату промивної рідини від опору промивної рідини при різних температурах
де К нз – коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта-колектора. Зазвичай наближено К нз=0.2–0.3.
Для заглинизованого колектора у формулу (2.5) в знаменнику вводять параметр П п:
. (2.7)
Визначення коефіцієнта пористості
Дата добавления: 2016-01-04; просмотров: 21; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!