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

 

Мета роботи. Ознайомитись із методикою визначення коефіцієнта нафтогазонасичення, залишкового нафтогазонасичення та ефективної товщини за даними комплексу методів ГДС.

4.1 Теоретичні відомості

Визначення коефіцієнта нафтогазонасичення

Коефіцієнти нафтонасичення K _н і газонасичення K _г порід визначаються за параметром насичення Р _н(Р _г)= r _нп/ r _вп. Для розрахунку Р _н необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи r _нп, що досліджується, та її опір r _вп при 100 %-му насиченні пор пластовою водою.

Опір r _нп нафтоносної породи визначається за допомогою діаграм уявного та ефективного опорів. Опір r _вп розраховується за даними коефіцієнта пористості K _п породи та опору пластових вод r _в:

 

, (4.1)

 

або [якщо колекторські властивості нафтоносного (газоносного) об’єкта достатньо стабільні] приймається рівним його опору за межами контуру нафтоносності (газоносності) і, зокрема, на ділянках колектора, що знаходиться нижче початкового водонафтового контакту.

Після визначення r _нп і r _вп розраховується величина параметра насичення:

 

. (4.2)

 

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення K _в породи:

, (4.3)

 

де а і n – структурні елементи, які залежать від типу колектора, структури порового простору та типу заповнювача пор. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

Коефіцієнт водонасичення пов'язаний із коефіцієнтом нафтогазонасичення наступним чином:

 

. (4.4)

 

За розрахованим значенням Р _н визначаються коефіцієнти K _н або K _г (K _нг=1- K _в) (при атмосферному тиску) за номограмою (Рис. 4.1).

Зокрема, наприклад, для Р _н=90 будуть отримані наступні значення K _в і K _н:

1) карбонатний колектор – K _в=7.4 %, K _н=92.6 %;

2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – K _в=11 %, K _н=89 %;

3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор – K _в=16.1 %, K _н=83.9 %;

4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – K _в=26.5 %, K _н=73.5 %.

Як видно з цього прикладу, неврахування гідрофобності колектора може призвести до значних похибок при визначенні коефіцієнта нафтонасичення колектора. Другим фактором, який понижує точність визначення коефіцієнта K _н, є глинистість.

У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними піщаниками та свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі близьким до 90°, за даними виміру уявного опору великими зондами визначається повздовжній питомий опір r _{t, н} пачки. При цьому для нафтогазоносної глинистої породи:

 

1, 2, 3 – відповідно, піщано-глинисті гідрофільні, слабо-гідрофобні та гідрофобні породи; 4 – карбонатні породи

Рисунок 4.1 – Залежність параметра насичення P _н

від коефіцієнта водонасичення К _в

(нафтогазонасичення K _нг) породи

, (4.5)

 

де r _гл, r _нп – відповідно питомий опір глин і нафтогазонасичених пісковиків потужністю h _п; c _гл – вміст глинистих прошарків сумарною потужністю h _гл [ c _гл= h _гл/(h _гл+ h _п)] у сумарній потужності досліджуваного об’єкта, яка рівна h _гл+ h _п.

У тому випадку, коли пачка досліджуваних піщано-глинистих відкладів водоносна, за даними виміру уявного опору великими градієнт-зондами визначається питомий опір:

 

, (4.6)

 

де r _{t, в} – питомий повздовжній опір пачки.

Таким чином, у глинистих пісках і піщаниках величина відношення:

 

(4.7)

 

не дорівнює параметру насичення Р _н.

Розв’язуючи рівняння (4.7) відносно Р _н= r _нп/ r _вп, одержимо:

 

. (4.8)

З формули (4.8) випливає, що дійсне значення Р _н завжди більше величини Р _{н, г} розрахованої за даними відношень питомих опорів, які виміряні у свердловині в нафтогазоносному і водоносному колекторах.

У тому випадку, коли точне значення r _вп невідоме, при c _гл<0.5 і 1- r _вп/ r _гл < 0.2, а також при c _гл<0.25 і 0.2<1- r _вп/ r _гл<0.5 або c _гл<0,1 і 0.5<1- r _вп/ r _гл<1.5 розрахунок Р _н може бути виконаний за наближеною формулою:

 

. (4.9)

 

За рубежем коефіцієнт водонасичення нафтоносних колекторів, у тому числі глинистих, обчислюють за різними формулами. У більшості випадків у них враховується шарувате залягання глинистих мінералів і обернено-квадратична залежність між Р _н і K _в. До таких формул відносяться:

для частого чергування піщаних і глинистих прошарків:

 

, (4.10)

 

а також наступні рівняння для розсіяного та шаруватого включення глинистих мінералів:

Хоссена:

 

, (4.11)

 

Долля:

 

, (4.12)

 

Пупона і Лоу:

 

, (4.13)

 

Симанду:

 

(4.14)

 

a _гл – коефіцієнт, що враховує особливості впливу провідності глин і лінійно змінюється від 0 до 1;

Де Вітте:

 

(4.15)

 

Р. Десбрант на підставі аналізу даних по одній зі свердловин, які пробурені у Сахарі, показує, що величини K _в, які визначені різними методами, мають близькі значення. За методом Хоссена в більшості випадків одержують завищені K _в, по методу Сіманду – найбільш близькі до дійсного.

Визначення коефіцієнтів нафтогазонасичення за даними нейтронних методів

У основу визначення коефіцієнта нафтонасичення за даними нейтронних методів покладені залежності інтенсивності випромінювання від змісту в пластових водах елементів з аномальними нейтронними властивостями (наприклад хлору). Однак істотне ускладнення виникає через. невелику глибинність дослідження цими методами. Ця обставина при наявності зони проникнення фільтрату промивної рідини, концентрація солей у якому істотно відрізняється від їх концентрації в пластових водах, створює труднощі для внесення відповідних виправлень.

При достатній мінералізації пластових вод за хлором найбільш інформативні імпульсні методи. При зазначеній умові нейтронна поглинаюча активність перебуває в прямій залежності від коефіцієнта водонасичення K _в порового простору.

Коефіцієнт K _н за даними імпульсного методу одержують при рішенні наступного рівняння:

 

, (4.16)

 

де величини A _{n п нп}, A _{n п ск}, A _{n п в} і A_{n п ве} – відповідно, нейтронно-поглинаюча активність нафтогазоносного пласта, скелету породи, води та вуглеводневих елементів.

З рівняння (4.16) знаходимо:

 

. (4.17)

 

Якщо в розрізі свердловини є водонасичений об’єкт із таким ж мінеральним складом і пористістю, як і нафтонасичений пласт, то рішення завдання істотно полегшується. Для цього об’єкта будемо мати:

 

. (4.18)

Різниця нейтронних поглинаючих активностей у водонасиченому та нафтонасиченому об’єктах становить:

 

, (4.19)

 

отже,

 

. (4.20)

 

Визначення коефіцієнта об’ємного газонасичення

Більші можливості нейтронні методи мають при визначенні коефіцієнта газонасичення порового простору колекторів. Рішення цього завдання ґрунтується на наступних положеннях.

У газоносному колекторі у зв’язку з меншим вмістом водню, чим у водоносному заданої пористості, і зменшенням його густини коефіцієнт нейтронної пористості визначається співвідношенням:

 

, (4.21)

 

де H _в і H _г – водневі еквіваленти водонасиченої і газонасиченої часток порового простору при термобаричних умовах залягання колектора; D K _{п n d} – виправлення за зменшення густини газоносного пласта в порівнянні з водоносним.

Зіставляючи формулу (4.21) з формулою, що визначає K_{п n} для повністю водонасиченого колектора, приходимо до висновку, що газонасичення породи викличе зменшення K_{п n} на величину

 

, (4.22)

 

відповідно:

 

, (4.23)

 

де n_{Hг с} – середнє число атомів водню, що припадають на молекулу газу; М _{г с –} середня відносна молекулярна маса газу; р_пл – пластовий тиск; Т_пл – температура пласта; d _{г с} – середня густина газу при атмосферному тиску і t=0; d _{в p} – густина води при пластовому тиску; Z – виправлення за стискування реальних газів.

Таким чином, знаючи K_п колектора і визначивши K_{п n} на його обводненій та газонасиченій ділянках, можна при відомих р_пл, Т_пл, Z, n_{Hг с}, М _{г с} і DK_{п n} за формулою (4.23) розрахувати коефіцієнт газонасичення.

Інший спосіб визначення коефіцієнта газонасичення колектора полягає у використанні залежностей DI_{n g}=f(K_г) (Рис. 4.2), I_n= F (K_г) і I^t_n=F(K_г) при K_п= const або номограм, які складені за даними залежностями. Останні будуються для заданих свердловинних умов, типу і розміру зонда, на підставі вимірів I_{n g}, I_n й I^t_n на моделях газоносних колекторів або в свердловинах у колекторах, коефіцієнт газонасичення яких надійно встановлений.

При розрахунку подвійного різницевого параметра:

 

(4.24)

 

за D I ^/_{n g оп} приймається інтенсивність нейтронного g -випромінювання у водонасиченому колекторі заданого мінерального складу, а за D I ^//_{n g оп} – те ж, у колекторі із встановленим високим (опорним) коефіцієнтом газонасичення.

зонд НГМ-60

Рисунок 4.2 – Палетка залежностей D I _{n g}= f (K _г)

Встановлений за залежностями, які приведеним на рисунку 4.2, коефіцієнт K_г відповідає дійсному значенню, якщо пластовий тиск, температура і склад газу в досліджуваному й опорному колекторах ідентичні. В іншому випадку дійсне значення K_г розраховується за формулою:

 

, (4.25)

 

де індексом “оп” відзначені параметри, що відносяться до опорного колектора, а без цього індексу – до досліджуваного колектора.

При оцінці коефіцієнта газонасичення необхідно знати коефіцієнт пористості. У зв’язку із цим рішення завдання полегшується при використанні комплексу геофізичних методів і у першу чергу гамма-гамма-каротажу, наприклад, шляхом розв’язку системи рівнянь відносно K_п, K_г, K_в і K_н:

 

. (4.26)

 

На рисунку 4.3 приведена палетка фірми «Шлюмберже», що дозволяє за відомими коефіцієнтом нейтронної пористості K_{п n} (з виправленням за літологію), густиною d _п породи і d _ск скелетної фракції, параметром P_w вологості визначити K_п, K_г, K_в і K_н=1-(K_г+K_в).

Перевагою нейтронних методів оцінки коефіцієнта газонасичення колектора є можливість рішення завдання у свердловинах, які обсаджені сталевими колонами. Це дозволяє широко застосовувати нейтронні методи для спостереження за виробітком газових покладів.

Визначення коефіцієнтів залишкового нафтогазонасичення

Можливість визначення коефіцієнта нафтогазонасичення колектора за геофізичним даними дозволяє оцінити коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення K_{н пп} (нафтогазонасичення промитої породи) і розрахувати коефіцієнт витіснення.

Коефіцієнт K_{н пп} залишкового нафтогазонасичення для заводнених ділянок покладу встановлюється за параметром Р_нпп способами, які описані вище. Суттєвим є наступна обставина. На обводнених ділянках колектора коефіцієнт K_{н п} звичайно не перевершує 40–50 %. У цьому діапазоні значно знижується точність оцінки K_н. Зниження точності повинне компенсуватися більш прецизійним визначенням r _п, що має в більшості випадків невисоке значення.

Рисунок 4.3 – Палетка для визначення коефіцієнтів K _п, K _г (K _н) за d _п, K _{п n} і Р _w (за даними фірми «Шлюмберже»)

У зв’язку із цим діаграми r _у(r _е) на ділянках нафтонасичених колекторів, які промиті пластовими водами, повинні реєструватися у великих масштабах. Реєстрацію діаграм мікрозондами та екранованим зондом для оцінки r _пп із підвищеною точністю варто проводити багаторазово для набору необхідної статистики.

Найбільш точно параметр нафтонасичення встановлюється для ділянок колектора, які розташовані поблизу первинного водонафтового контакту, на яких:

 

. (4.27)

 

При використанні зондів оптимального розміру остання формула може бути замінена наступної:

 

, (4.28)

 

де r _{у пп} і r _{у вп} – оптимальні значення уявного опору, відповідно, в промитій і водоносній частинах колектора біля первинних водонафтового або водогазового контактів.

В іншому способі коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення розраховується за формулою:

 

, (4.29)

 

де r _нп і r _пп, r _в і r _{в пп}, П_{п п} і П _{п пп} – відповідно, електричні питомі опори колектора, його порових вод і поверхневих провідностей у первинному та промитому станах. В окремому випадку при витісненні нафти пластовими водами і r _в= r _{в пп} та П_{п п}= П _{п пп}:

 

. (4.30)

 

За даними K _{н пп} (отриманим на підставі вимірів Р _{н пп}) складається карта змін K _{н пп} по площі родовища та встановлюються залежності між K _{н пп} та іншими параметрами колектора (глинистістю, проникністю, коефіцієнтом динамічної пористості, первинним нафтонасиченням та ін.). Такі карти, можуть використовуватись для визначення середніх значень β _в і K _{н пп} по площі родовища та для площ, що знову розбурюються, із колекторами, які характеризуються аналогічними петрофізичними властивостями.

За рубежем для оцінки коефіцієнта залишкового нафтонасичення використовуються залежності Тіксьє, Пупона і Лоу:

 

, (4.31)

 

де показник n змінюється від 2 до 5; а також лінійні зв’язки:

 

, (4.32)

. (4.33)

 

Згідно Дахнова встановлено зв’язок між K _{в з} та K _{в зв}:

 

. (4.34)

 

На рисунку 4.4 наведені залежності K _{в пп}=f(K _в), K _{н пп} = 1- K _{в пп}=F(K _н), K _{н вил}= K _н- K _{н пп}= F (K _н) і коефіцієнта β _в витіснення нафти від K _в для різних значень показника а. Тут же для зіставлення наведені залежності K _{в пп}=(K _в)^1/2 і K _{в пп}=0,57× K _в+0,43. З рисунку 4.4 випливає, що зі зменшенням а, тобто зі спрощенням конфігурації порових каналів, за інших рівних умов збільшуються K _{н вил}, β _в і K _{в пп}, а з ростом K _н підвищуються K _{н вил} і β _в та зменшується K _{в пп}. Вибір параметра а повинен проводитися на підставі статистичної обробки даних вимірів K _{в пп} (K _{н вил}, β _в) і K _в(K _н).

У газоносних колекторах коефіцієнт залишкового газонасичення може бути встановлений за даними вимірів I _n, D I _{n g} s I ^t_n поблизу газоводяного контакту і наступній оцінці K _г відповідно до залежностей цих параметрів від K _г. Однак через невелику величину K _{г пп} та суттєвого впливу свердловинних умов для розрахунку середнього значення K _{г пп} із необхідною точністю потрібна велика кількість таких визначень.

1 – K _{в пп}= f (K _в) [ K _{н пп}= f (K _н)]; 2 – те ж, за Тіксьє K _{в пп}=(K _в)^1/2; 3 – те ж, за Пупоном і Лоу K _{в пп}=0,57× K _в+0,43; 4 – K _{н вил}= F (K _н); 5 – b _п= f (K _в); 6 – β = f (K _в) за Тіксьє

Рисунок 4.4 – Залежності K _{в пп} = f ( K _в ) [ K _{н пп} = f ( K _н )]; K _{н вил} = Ф ( K _н ) і β _в= F ( K _в ) для різних значень показника степені а в рівнянні

Визначення коефіцієнта витіснення нафти

Коефіцієнт витіснення нафти

 

(4.35)

 

розраховують за даними вимірів K _н і K _{н пп} або K _{в зв}, якщо залежність b_п = f (K _{в зв}) або K _{в з}= f (K _{в зв}) визначена за результатами лабораторних досліджень керна.

Для багатьох теригенних колекторів

 

, (4.36)

 

де показник а змінюється від 0,3 до 0,7. У цих умовах

 

(4.37)

 

припускаючи 0,01/ K _в близьке до 0,1.

Кількість нафти, що вилучається з одиниці об’єму колектора – об’ємний коефіцієнт вилучення нафтонасичення c _вил і коефіцієнт витіснення β _в, можна знайти за величиною параметра вологості. Вирішуючи обернену задачу, використовуючи залежність Р_w=f(w), яка отримана за лабораторними або розрахунковими даними, а також номограму на рисунку 4.5, знаходимо

 

, (4.38)

 

 

Рисунок 4.5 – номограма для розрахунку параметра P _w, а також визначення об’ємної вологості w та коефіцієнта K _в(K _н) неглинистих колекторів за параметром P _w

, (4.39)

 

і, відповідно,

 

, (4.40)

. (4.41)

 

Для гідрофільних колекторів при w <0,2¸0,3 можна прийняти P_w=a_в/ w ^q, де a_в»a_пa_н і q»(m+n)/2.

У цих умовах

 

, (4.42)

 

і

 

. (4.43)

 

Точність визначення c _{н вил} і β _в зростає з підвищенням мінералізації промивної рідини.

Визначення сумарної потужності колектора

Під сумарною потужністю S h нафтогазонасиченого колектори розуміється різниця між висотними оцінками залягання покрівлі та підошви колектора в досліджуваній свердловині (при повнім насиченні колектора нафтою і газом) або різниця між висотними оцінками залягання покрівлі колектора і водонафтового та газонафтового контактів (при плаваючому покладі).

Покрівля і підошва колектора встановлюються відомими способами інтерпретації діаграм геофізичних методів дослідження свердловин. При цьому переваги віддаються діаграмам найбільш інформативних геофізичних параметрів. Для теригенного розрізу це діаграми r _у (r _е) (особливо мікрометодів), U _ПС, I _g, для карбонатного – діаграми I _ng, I _gg, D T.

Визначення ефективної потужності колектора

Під ефективною потужністю колектора розуміють сумарну потужність (по вертикалі) нафто- і газонасичених прошарків, що володіють динамічною пористістю і залягають у межах досліджуваної нафтогазонасиченой частини колектора.

Ефективна потужність встановлюється такими способами.

1. За кривими мікрозондів (ділянкам позитивних збільшень D r) і відносно низьким значенням r _у і r _е (на кривих екранованого мікрозонда) з вирахуванням потужності щільних, які виділяються різко підвищеними значеннями r _у (r _е), і глинистих прошарків, на ділянках яких D r _у близьке до нуля.

При оцінці ефективної потужності тонкошаруватого колектора за даними мікрозондів і екранованого мікрозонда діаграми повинні записуватися в масштабі глибин 1:50 та у масштабах r _у і r _е, при яких мінімальні відхилення діаграм від нульової лінії перевищують 10 мм.

2. За кривими екранованого зонда, градієнт-зонда, якщо потужності ефективно пористих прошарків точно визначаються за даними цих зондів.

3. За кривими мікрокаверноміра і кіркоміра, що чітко встановлює зміни товщини глинистої кірки на ділянках свердловини, яка перетинає динамічно пористі прошарки. Мікрокавернограма повинна реєструватися в масштабі діаметру 1:1 і у масштабах глибин 1:200 або 1:50. Останній використається в тих випадках, коли ефективна потужність h _еф прошарків визначається з комплексу кривих мікрокаверноміра, кіркоміра та кривих мікрозондів, які зареєстровані у масштабі глибин 1:50.

4. Методом анізотропії, якщо питомі електричні опори нафтонасичених і щільних прошарків значно відрізняються від опору глинистих. За даними ймовірного відношення r _{п гл}/ r _{гл ш} для заданого відношення r _нп/ r _гл за палеткою, яка приведена на рисунку 4.6, знаходять відношення (S h _еф+S h _пл)/S h, де S h _еф і S h _пл – сумарні потужності нафтонасичених і щільних прошарків; S h – сумарна потужність колектора.

Із суми S h _еф+S h _пл віднімають S h _пл за діаграмами екранованого мікрозонда або знаходять середньостатистичне значення S h _пл за законтурними свердловинами, де метод анізотропії дає величину S h _пл/S h. Чим більше розходження між електричними питомими опорами r _нп, r _пл і r _{гл ш}, а також між r _пл, r _вп і r _{гл ш}, тим точніше встановлюється ефективна потужність. Метод рекомендується, в основному, для оцінки ефективної потужності піщано-глинистих колекторів.

5. За площею W _ПС аномалії кривій U _ПС Сумарна потужність нафтогазонасичених і щільних (неглинистих) прошарків дорівнює відношенню площі W _ПС аномалії в межах нафтонасиченої частини колектора до величини статичного потенціалу:

 

, (4.44)

 

де поправочний коефіцієнт x _ПС<1 знаходиться шляхом зіставлення ефективних потужностей, які отримані за даними методу U _ПС та інших способів, або приблизно приймається рівним D U ^¥_{ПС пл}/D U ^¥_ПС (D U ^¥_{ПС пл.} – амплітуда аномалії D U ^¥_ПС у щільних прошарках великої потужності).

Рисунок 4.6 – Залежність r _{п гл}/ r _{гл ш}= f [ c _п(c _гл)]

Сумарну потужність щільних прошарків знаходять за даними мікрозондів та екранованого мікрозонда, потім розраховують:

 

. (4.45)

 

Цей спосіб рекомендується для теригенного розрізу при незначній різниці між електричними опорами колектора і порід, що вміщують (теригенний глинистий колектор), а також за умови насичення газом і нафтою всіх ефективних прошарків у межах всієї потужності колектора, що відмічається єдиною аномалією U _ПС.

6. За площею W _g аномалії кривої I _g. Сумарна потужність неглинистих прошарків визначається відношенням W _g кривої I _g до амплітуди аномалії D I _g= I _{g гл-1}/ I _{g гл-0} в чистому неглинистому колекторі:

 

, (4.46)

 

де I _{g гл-1} і I _{g гл-0} – інтенсивності природного g -випромінювання в глині та колекторі, що не містить глинистих включень; x _g=(I _{g гл-1}- I _{g пл})/(I _{g гл-1}- I _{g кол}) (I _{g пл}, I _{g кол} – інтенсивності g -випромінювання, відповідно, в щільних породах і колекторі при d _c= const).

Величину S h _пл знаходять способами, які зазначені вище, і далі розраховують:

 

. (4.47)

 

Спосіб рекомендується для оцінки ефективної потужності піщано-глинистих колекторів у тих випадках, коли g -активність q _{g гл} глинистих мінералів істотно перевищує g -активність мінералів q _{g ск}, які входять до складу скелетної фракції.

Якщо перераховані способи визначення ефективної потужності використовуються при підрахунках запасів нафти і газу, то в розраховані значення S h _еф повинна бути внесена поправка, яка враховує геометрію зустрічі пласта і свердловини. Якщо колектор має кут падіння a з азимутом q і розкривається свердловиною, яка викривлена під кутом d з азимутом j, шукана потужність S h _еф розраховується за формулою:

 

, (4.48)

 

де S h _{еф д} – ефективна потужність колектора, яка встановлена за діаграмами геофізичних параметрів у даній свердловині зазначеними способами, які зазначені вище.

 

 

---

Дата добавления: 2016-01-04; просмотров: 17; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!