Порядок виконання роботи
1. Використовуючи результати інтерпретації даних ГДС, які зроблені в попередньому семестрі, визначити коефіцієнти пористості за вищенаведеними методиками для конкретних умов.
2. Проведені розрахунки занести у таблицю 2.1.
Таблиця 2.1 – Результати визначення коефіцієнта пористості
| № п/п | Інтервал глибин пластів, м | h пл, м | d с, м | ρ с, Ом·м | ρ ф, Ом·м | ρ в, Ом·м | ρ ппМК, Ом·м | ρ ппБМК, Ом·м | ρ зп, Ом·м | Z | ρ фв, Ом·м |
| 1. | 868-872 | 0,205 | 0,21 | 0,45 | 0,08 | 2,6 | 2,6 | 1,5 | 0,06 | 0,18 | |
| 2. |
Продовження таблиці 2.1
| № п/п | Р п1 | Р п2 | Р п3 | К п1, % | К п2, % | К п3, % | К пАК, % | К пНГК, % | К пПС, % | К пЕК+ПС, % | К пНГК+ПС, % |
| 1. | 1,8 | 1,5 | 31,3 | 15,5 | 15,5 | 15,5 | 14,3 | 16,1 | 15,3 | 15,6 | 15,8 |
| 2. |
2.3 Аналіз результатів роботи
У результаті проведеної роботи студент повинен зробити аналіз отриманих результатів та викласти висновки, щодо отриманих результатів.
Рисунок 2.5 – Номограма для визначення коефіцієнта Kп пористості глинистих колекторів за даними нейтронного гамма-каротажу та методу потенціалів самочинної поляризації при близьких значеннях r п, r зп і r вм
2.4 Контрольні питання
1. Що таке коефіцієнт пористості?
2. Які існують види пористості в залежності від характеру взаємозв’язку між ними і руху флюїду в них?
3. Як визначається коефіцієнт пористості за опором незміненої частини пласта?
|
|
|
4. Як визначається коефіцієнт пористості за опором промитої зони пласта?
5. Як визначається коефіцієнт пористості за опором зони проникнення пласта?
6. Як визначається коефіцієнт пористості за даними опору та ПС?
7. Як визначається коефіцієнт пористості за даними АК та ГГК-Г?
8. Як визначається коефіцієнт пористості за даними НГК та ГГК-Г?
9. Як визначається коефіцієнт пористості за даними НГК та ПС?
Лабораторна робота №3
Визначення коефіцієнта проникності та глинистості за даними комплексу ГДС
Мета роботи. Ознайомитись із методикою визначення коефіцієнта проникності та глинистості за даними методів ГДС.
3.1 Теоретичні відомості
Визначення проникності колекторів
Коефіцієнт проникності потрібний при визначенні ефективної товщини колектора і з’ясуванні його однорідності як об’єкта розробки. Карта проникності для плста, що розробляється, в цілому та профілі зміни проникності для пластового перетинання об’єкта розробки в розрізі окремих свердловин характеризують неоднорідність об’єкта і середні значення проникності окремих блоків покладу. Ці дані є основою для правильного вибору коефіцієнтів охоплення покладу заводненням β 0, витіснення нафти (газу) β н і коефіцієнта нафтагазовіддачі рно β нв= β 0 β н.
|
|
|
Відомі наступні геофізичні способи оцінки коефіцієнта проникності K пр теригенних міжзернових гідрофільних колекторів: 1) визначення K пр у гранично нафтогазонасиченому колекторі за його питомим опором r п; 2) визначення K пр у колекторі з будь-яким характером насичення (включаючи колектори, які недонасичені у перехідній зоні та повністю водоносні) за діаграмами методу самочинної поляризації, гамма-каротажу і зв’язків K пр= f (K п).
Оцінка проникності в міжзернових карбонатних колекторах можлива із застосуванням зв’язків K пр= f (K п) і K пр= f (K п, K вз). Коефіцієнт ефективної проникності оцінюється за допомогою гідродинамічного каротажу в теригенних і карбонатних колекторах з міжзерновим типом ємності.
Проникність вимірюють у дарсі (Д) або в системі СІ – у м2. На практиці користуються величинами мкм2. Співвідношення позасистемної одиниці дарсі та одиниці СІ наступне: 1Д=1,02×10-12 м2=1,02 мкм2.
Визначення Kпр за даними методу опору
Фізичною основою даного способу є наявність теоретичного зв’язку, який випливає із формули Козені, між коефіцієнтом пористості K п, проникності K пр та мінімального водо насичення K в.зв:
|
|
|
, (3.1)
де f, Т е – відповідно, коефіцієнти форми перетину і звивистості порових каналів; t св – товщина шаруючи зв’язаної води.
При підстановці у вираз (1) відомі співвідношення:
, (3.2)
, (3.3)
отримаємо формулу:
, (3.4)
де a m і m – константи для конкретного типу породи; a n і n – емпіричні сталі, величини яких залежать від структури порового простору, глинистості порід і змочуваності поверхні пор водою та вуглеводнями.
При n =2 вираз (3.4) спрощується:
. (3.5)
З огляду на складність визначення t зв, що залежить від хімічного складу пластової води, природи поверхні твердої фази та умов формування нафтового (газового) покладу, нерідко використовують спрощену емпіричну залежність:
, (3.6)
де а і b – константи, які характерні для колекторів покладу, що досліджується.
Для обчислення K пр за допомогою залежностей, які описуються формулами (3.4)-(3.6), виконують наступні операції: 1) визначають за даними методу опору значення r п у пластовому перетинанні продуктивного колектора; 2) розраховують значення P н при відомих Р п і r в; 3) знаходять значення K пр, що відповідає обчисленому P н використовуючи конкретну залежність між P н та K пр для досліджуваного об’єкта.
|
|
|
Такий спосіб визначення K пр у перехідній зоні покладу або в недонасичених вуглеводнями колекторах дасть занижені значення K пр.
Визначення Kпр за даними ПС і ГК
Якщо продуктивний горизонт представлений теригенними колекторами із глинистим цементом, вміст якого міняється в широкому діапазоні, спостерігається кореляційний зв’язок між коефіцієнтом проникності K пр і параметрами, що характеризують глинистість: С гл, K гл, h гл. Це є причиною існуючого зв’язку між K гл і відносними амплітудами a ПС та D I g. У чистих і слабоглинистих колекторах a ПС та D I g практично не пов’язані з параметром K пр, оскільки в таких колекторах K пр залежить головним чином від середнього діаметра пор і степені відсортованості скелетних зерен. Приклади кореляційних зв’язків параметрів a ПС та D I g з K пр наведені на рисунку 3.1. Для окремих родовищ із глинистими колекторами більш тісним є кореляційний зв’язок між комплексним параметром a ПС/D I g і K пр (Рис. 3.1, в).
Описані способи визначення K пр реалізують у такий спосіб: 1) за діаграмами методів ПС і ГК у пласті, що досліджується, визначають значення aПС та D I g і, якщо необхідно, розраховують відношення aПС до D I g; 2) за значенням вибраного параметра знаходять K пр.
Особливості розглянутих способів: 1) визначення K пр за діаграмами ПС і ГК можливе для будь-яких ділянок нафтового (газового) покладу – як гранично нафтогазонасичених, так і недонасичених, наприклад у перехідній зоні, а також за контуром покладу; 2) сприятливою умовою для застосування зазначених способів є перевага глинистого й практична відсутність інших видів цементу, особливо силікатного й карбонатного.
Пунктиром показана смуга розкиду значень параметрів
Рисунок 3.1 – Статистичні зв’язки aПС= f (K пр) (а), D I g= f (K пр) (6) і aПС/D I g= f (K пр) (в) (за В.Н. Дахновим, Л.П. Доліною)
Визначення Kпр за статистичними зв’язками, які отримані на основі дослідження взірців керну
Визначення K пр на основі парних зв’язків проводять, використовуючи емпіричні залежності між коефіцієнтом проникності (K пр) і коефіцієнтами загальної (K п) або ефективної (K пе ф) пористості (Рис. 3.2). Вихідні емпіричні залежності одержують за допомогою зв’язків типу «керн-керн» або «керн-геофізика». При визначенні K пр значення коефіцієнта пористості знаходять за матеріалами акустичного, гамма-гамма густинного, нейтронних методів ГДС або їх комплексів, а також за показниками ядерно-магнітного каротажу. При використанні цих залежностей для прогнозу проникності за даними ГДС необхідно враховувати зміну виду цих зв’язків при зміні літотипу порід або умов осадонакопичення. У цьому випадку визначення K пр проводиться за характерними для кожного літотипу зв’язкам (Рис. 3.2). Слід зазначити, що обґрунтування граничних значень для кожного літотипу в цьому випадку проводиться роздільно, і при інтерпретації даних ГДС із метою виділення колектора варто використати різні K п гр відповідно до типу колектора.
1-2 – колектори; 3 – неколектор
Рисунок 3.2 – Зіставлення K пр і K п для карбонатних колекторів
Крім двовимірних зв’язків для визначення K пр використають тривимірні зв’язки, зокрема, типу K пр= f (K п, K в з), які отримані в результаті аналізу петрофізичних досліджень на зразках керну. При використанні цих зв’язків варто враховувати вузькі рамки їх використання, які обмежені типом відкладів, для яких вони отримані.
Визначення проникності тріщинуватих колекторів
Проникність тріщинуватих колекторів визначається взаємним співвідношенням напрямку фільтрації й системи тріщин. При фільтрації флюїду по рівномірній системі тріщин, поширюються в трьох взаємно перпендикулярних напрямках, коефіцієнт проникності становить:
, (3.7)
де розкриття тріщин b, яка виражена в мкм, K п т – у долях одиниці, K пр – у мкм2. При двох взаємно перпендикулярних системах тріщин і фільтрації, спрямованої паралельно однієї з них, проникність оцінюється за формулою:
. (3.8)
Визначення глинистості колекторів
Особливості фізичних властивостей пластичної (глинистої) складової твердої фази дозволяють у більшості випадків за геофізичним даними встановити її об’ємний вміст у колекторі.
Для цього використаються методи потенціалів самочинної поляризації та природного g-випромінювання, рідше методи опору та спосіб рішення завдання комплексом методів.
Метод потенціалів самочинної поляризації
Визначення глинистості колектора методом потенціалів самочинної поляризації базується на використанні корелятивних зв’язків між дифузійно-адсорбційною активністю A да (K ПС і a ПС) і коефіцієнтом глинистості K гл. Завдання вирішується одним з наступних способів.
Спосіб відносної амплітуди аномалії D U ПС
Попередньо встановлюється залежність:
, (3.9)
де D U ¥ПС max – амплітуда аномалії потенціалів самочинної поляризації в чистому колекторі відомої пористості (Рис. 3.3).
1 – r п<2 r гл, r зп<0,5 r гл; 2 – r п= r зп= r гл; 3 – r п> r гл, r зп> r гл; 4 – r п> r гл, r зп>10 r гл
Рисунок 3.3 – Залежності величини відносної амплітуди потенціалів самочинної поляризації a ПС від коефіцієнта глинистості Kгл для різних геоелектричних умов
Для оцінки глинистості на діаграмі відраховують величини аномалій D U ПС і D U ПС max вносять виправлення за потужність та опори досліджуваного й вміщуючих порід, а також промивної рідини. Розрахувавши відношення D U ¥ПС/D U ¥ПС max, знаходять абсцису точки кривої aПС=f(K гл), ордината якої дорівнює обчисленому aПС.
Якщо опорний шар має глинястість K гл¹0, а обсяг пелітового матеріалу в глинах становить менш 100 %, спочатку приводять величину амплітуди аномалії D U ПС оп до різниці значень коефіцієнта aПС при K гл, рівного вмісту глинистої фракції в опорному пласті та у глинах (K гл оп), і далі розраховують за формулою:
. (3.10)
У формулі (3.10) a ПС оп, a ПС гл і a ПС – величини, які визначені відповідно для опорного пласта, глин та їх різниця.
Спосіб відношення a ПС= E s г/ E s
Цей спосіб розроблений для колекторів із шаруватим заляганням глинистих прошарків. Він заснований на використанні встановленої Г. Доллем залежності між величиною a ПС, питомим вмістом c гл глинистих прошарків у колекторі та відношеннями u = r п/ r пп і r п/ r гл.
Знаючи r п, r пп, r гл, E s г і E s та розрахувавши a ПС, знаходять за палеткою залежності a ПС=f(В) при u = const, складеної Г. Доллем (Рис. 3.4, а), абсцису точки Р кривої модуля u, ордината якої дорівнює a ПС. Обчисливши В+ r п/ r гл за номограмою (Рис. 3.4, б), проводять пряму паралельно сітці похилих прямих, що перетинає вісь абсцис (вісь В+ r п/ r гл) у точці R із заданим значенням В+ r п/ r гл. Ордината точки Q перетинання прямої RQ з вертикаллю для раніше встановленого значення В визначає шукану величину c гл.
Існує інший варіант використання залежностей aПС від c гл. Для глинистого колектора, який розкритий свердловиною під кутом β, близьким до p /2,
, (3.11)
, (3.12)
звідки
Рисунок 3.4 – Палетка для визначення c гл (Kгл) за величиною відносної амплітуди аномалії дифузійно-адсорбційних потенціалів U д а
, (3.13)
. (3.14)
Так як згідно Г. Доллю:
, (3.15)
де 
, 
, то
. (3.16)
Отже,
. (3.17)
На рисунку 3.5 приведена номограма, яка полегшує рішення даного рівняння.
Рисунок 3.5 – Номограма для визначення глинистості c гл (K гл) колекторів за даними aПС, rвп гл/rпп гл (а) і rпп гл/rгл (б)
Спосіб відносної глинистості
У цьому способі використовується залежність a ПС= f (h гл)= j (K гл/ K п) (Рис. 3.6, а), яка побудована для відомих співвідношень між r п і r гл. Графічно K гл/ K п вирішується відносно K гл (Рис. 3.6, б).
У піщано-глинистих однорідних колекторах A да п» h гл A да гл і a ПС=1-(A да п/ A да гл)=1- h гл. У даних умовах при r гл= r вп= r пп a ПС лінійно пов’язана з відносною глинистістю і, відповідно, K гл=(1- a ПС)/ a ПС K п. При r вп» r пп¹ r гл в умовах шаруватого колектора:
(3.18)
Рисунок 3.6 – Номограма для визначення коефіцієнта K гл глинистості за даними a ПС і K п – при близьких значеннях r гл, r п і r зп
На рисунку 3.7 наведена номограма для рішення завдання відносно c гл.
Рисунок 3.7 – Номограма для визначення (K гл) за рівнянням: 
Спосіб площі аномалії D U ПС
Спосіб використовується для наближеної оцінки глинистості в тих випадках, коли глини в колекторі залягають прошарками і мають питомий опір, який близький до питомого опору піщаних прошарків. У цих умовах
, (3.19)
, (3.20)
де S h – сумарна потужність колектора; WПС – площа аномалії U ПС; D U ¥ПС гл=0= E s – граничне значення D U ПС у неглинистому колекторі.
Метод g-активності
Визначення коефіцієнта глинистості за даними гамма-каротажу базується на степеневій, яка близька до лінійної, залежності природної g-активності піщано-глинистих і карбонатних порід від K гл у тих випадках, коли грубодисперсна фракція колектора має низьку g-активність.
Для визначення K гл використовуються криві, які отримані за даними зіставлення g-активності зразків порід із вмістом у них глинистого матеріалу, або за лівою частиною номограми, яка приведена на рисунку 3.8, що представляє собою графічне рішення рівняння:
(3.21)
або
(3.22)
Рисунок 3.8 – Номограма для визначення K гл і w к+г (w гл) за даними D I g (a g) і агл
відносно K гл.
У формулах (3.21) і (3.22) kg x, qg x, kg гл=0, qg гл=0, kg гл=1, і qg гл=1 – об’ємна та масова g-активності досліджуваного колектора, чистої неглинистої породи та глин, які встановлюються, в результаті кількісної інтерпретації кривих I g за допомогою палеток, що враховують вплив діаметра свердловини і радіоактивність промивної рідини.
У більшості випадків у розрізі свердловини важко зустріти породи з K гл=1 та K гл=0. У зв’язку із цим значення kg гл=0 (qg гл=0) і kg гл=1 (qg гл=1) попередньо розраховуються за даними вимірів інтенсивностей I g y і I g z у породах, умовно позначених y і z, з відомими глинистостями K гл y і K гл z однакового мінерального складу з досліджуваною породою х та g-активностями kg y (qg y) і kg z (qg z):
, (3.23)
, (3.24)
де a g у й a g z визначаються за номограмою, яка приведена на рисунку 3.8 для відомих глинистостей K гл у, K гл z і показників ступені a гл і b гл у рівняннях (3.21) і (3.22).
Після розрахунку k g гл=1 і k g гл=0 обчислюють a kg x за формулою (3.21) і для заданих a kg x і агл за номограмою (Рис. 3.8) знаходять шукане K гл x у досліджуваному колекторі.
Якщо діаметр свердловини досить постійний, то замість g-активності у формулу (3.22) підставляють інтенсивності I g і β qg прирівнюються до D I g.
Найбільші похибки при оцінці глинистості колектора за даними g-активності спостерігаються при високій радіоактивності псамито-алевролітової фракції (монацитові та поліміктові, особливо польовошпатові пісковики) і при недостатньому врахуванні свердловинних умов. У зв’язку із цим метод g-активності рекомендується переважно для знаходження глинистості колекторів, що містять слабоактивну скелетну фракцію – кварцові пісковики, вапняки та деякі доломіти, особливо при бурінні свердловини на воді або промивних рідинах низької g-активності.
Метод електричного опору
При розсіяному включенні глинистих мінералів відомого електричного опору r гл коефіцієнт глинистості може бути визначений за даними виміру параметра пористості P п фікт при двох опорах вод r ф і r в, що насичують поровий простір. Різниця коефіцієнтів пористості становить:
(3.25)
і, отже,
(3.26)
Якщо глинисті мінерали залягають прошарками та кут зустрічі їх зі свердловиною близький до 90°, то для водонасиченого колектора:
, (3.27)
де Р п фікт і Р п в – фіктивні значення параметра пористості в промитій зоні і за її межею.
Номограма для графічного рішення завдання за даними P п фікт, P п в, r ф, r в і r гл приведена на рисунку 3.9. Вимірявши r пп гл, r вп гл і знаючи електричні питомі опори r ф і r в, обчислюють P п фікт= r пп гл/ r ф, P п в= r вп гл/ r в і r ф – r в. На осі ординат номограми наносять точку а з ординатою P п фікт, потім вправо і униз паралельно сітці похилих ліній переносять цю точку до перетинання з вертикальною прямою та одержують точку b з абсцисою Р п в, далі по горизонталі зносять її на шкалу 1/ P п фікт – 1/ Р п в (точка с) і по напрямку сітки похилих ліній на логарифмічну шкалу lg(1/ P п фікт–1/ Р п в) – точка d. За правилами використання номограм з паралельними шкалами проводять лінії def і fgh через точки е і g із числовими значеннями r гл і r ф – r в і на лівому масштабі шкали K гл читають шукане значення об’ємної глинистості. При P п фікт і P п в більше п’яти використовують інші масштаби цих параметрів (5–¥) і величину K гл знімають із правої шкали (K гл=0¸20 %).
Примітка. Якщо r в> r ф і P п в< P п фікт, то на осі ординат номограми відкладають P п в, на осі абсцис – P п фікт і на осі (r ф– r в) – значення (r в– r ф).
Рисунок 3.9 – Номограма для визначення коефіцієнта Kгл глинистості за даними Р п в, Рп фікт, r ф, r в і r гк
Визначення глинистості методом опорів рекомендується для оцінки K гл (c гл) шаруватих колекторів, коли r гл відомо і питомий електричний опір піщаних і карбонатних прошарків значно перевершує опір глин. Якщо при цьому r пп(r вп)>>(1- c гл) r гл/ c гл, то приблизно c гл= r гл/ r пп гл (c гл= r гл/ r вп гл).
Визначення глинистості за даними комплексу геофізичних досліджень
У цьому способі, що є найбільш достовірним, коефіцієнт глинистості оцінюється шляхом спільного рішення петрофизізичних рівнянь виду:
, (3.28)
, (3.29)
, (3.30)
, (3.31)
, (3.32)
де
, 
, 
,
, 
Н з і а і – водневі коефіцієнти заповнювача порового простору та i-го мінералу, що складає тверду фазу породи в об’ємі K м і.
Підбираючи два з перерахованих рівнянь X= f (K гл) і Y = j (K гл), для яких відомі сталі C х та C y, у багатьох випадках одержуємо рішення виду:
. (3.33)
Визначення K гл декількома способами підвищує точність рішення завдання в тих випадках, коли внаслідок неоднорідності колекторів окремі фізичні параметри, що входять у рівняння (3.28) – (3.32), відомі з недостатньою вірогідністю.
Для колекторів різного мінерального складу мають переваги наступні методи визначення глинистості:
а) для теригенних колекторів – потенціалів самочинної поляризації, гамма-активності, опорів і комплекси: гамма-гамма і ультразвуковий, нейтронні та гамма-гамма-каротаж і нейтронні та потенціалів самочинної поляризації;
б) для карбонатних колекторів – гамма-активності, комплекси: нейтронні та гамма-гамма-метод, гамма-гамма-метод та ультразвуковий. При цьому найбільш точні дані про глинистість дають ті способи, у яких враховується коефіцієнт пористості колектора.
При визначенні глинистості за геофізичним даними не слід забувати, що фізичні властивості глин залежать від умов їх залягання – слабоущільнені (при розсіяній) або ущільнені (при шаруватій). Ця обставина враховується при виборі палеток і відповідних коефіцієнтів у рівняннях, що використовуються при розрахунку K гл.
Дата добавления: 2016-01-04; просмотров: 23; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!