Контрольная работа по «Промысловой геофизике»

При выделении пластов-коллекторов руководствуются следующими прямыми качественными признаками: наличием проникновения фильтрата ПЖ в пласт; характерными показаниями на различных кривых ГИС, присущими пластам-коллекторам.

Проникновение фильтрата  промывочной жидкости в пласт может быть установлено по следующим показателям:

изменение во времени  показаний каротажных диаграмм вследствие   различия глубины  проникновения   фильтрата   ПЖ в пласт-коллектор 

наличие повышающего  или понижающего проникновения  фильтрата ПЖ в пласт, устанавливаемого  по данным  кривых сопротивления,  полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ; БМК, БК; БК, И К)

наличие  глинистой  корки  против  проницаемого  пласта, обнаруживаемой

положительное расхождение  кривых кажущегося удельного сопротивления, замеренных микрозондами  

 

 

 

 

 

ВЫДЕЛЕНИЕ ТЕРРИГЕННЫХ  КОЛЛЕКТОРОВ

 

Терригенные коллекторы  могут быть представлены межзерновыми,  трещинными  и трещинно-межзерновыми породами.  Основная масса нефтегазовых залежей в терригенном комплексе приурочена к коллекторам с межзерновой пористостью. Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уплотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектонического давления. Указанные факторы снижают и проницаемость горных пород.

Песчаные и алевритовые  коллекторы в терригенном разрезе  выделяют по ряду прямых качественных признаков и наиболее надежно — по совокупности данных основных комплексов ГИС. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образование глинистой корки, фиксируемой сужением диаметра скважины по кавернограмме, и положительное расхождение кривых микрокаротажа.

Присутствие глинистого материала в горной породе влияет на ее удельное сопротивление, амплитуду  отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свойства.

Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых коллекторов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен чередованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевритовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаметрам скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов аномалии ПС против отдельных прослоев.

При выделении и качественной оценки глинистых коллекторов по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды ΔU_пс отклонения кривой ПС использовать коэффициент снижения амплитуды ПС вследствие глинистости пласта:

α_пс= ΔU^’_пс/ ΔUпс^оп

где ΔUпс^оп — амплитуда отклонений кривой ПС против опорного пласта; ΔU^’_пс — то же, против изучаемого глинистого пласта, приведенная к пласту большой мощности:

ΔU^’_пс=ΔUпс/β

Здесь β — поправочный  коэффициент за мощность

Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды апс, должен отвечать следующим требованиям: 1) обладать достаточной мощностью и удельным сопротивлением, мало отличающимся от удельного сопротивления изучаемых пластов 2) сохранять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды; минерализация пластовых вод в опорных и изучаемом пластах не должна сильно различаться.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВЫДЕЛЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ  КОЛЛЕКТОРОВ

 

ТИПЫ КОЛЛЕКТОРОВ.

 

В зависимости от структуры порового пространства, емкостных и фильтрационных свойств карбонатные коллекторы подразделяют на основные типы: высокопористые (с межзерновой пористостью, или поровые, k_п.м. >8%); малопористые (трещинно-каверновые с непроницаемой низкопористой матрицей, k_п.м. ≤6) и смешанные (трещинно-каверново-поровые с проницаемой пористой матрицей, k_п.м. ≤8°/о). Выделение в разрезе коллекторов отдельных типов по геологическим данным затруднительно. Трещинно-каверновые породы при бурении часто разрушаются и на поверхность не выносятся. Для выделения коллекторов в карбонатном разрезе и распознавания их типов наиболее перспективно применение комплексных геофизических и геологических исследований..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Определение пористости, проницаемости пород коллекторов по данным ГИС

      Каротаж сводится к измерению в скважине той или иной величины (кажущегося удельного сопротивления, потенциала электрического поля, и т.д.) отражающей физические свойства пересеченных скважиной пород (удельное сопротивление, способность самопроизвольного образования электрического поля, «естественная γ - активность и т. д.). По результатам такого рода измерений необходимо определить геологический характер пересеченных скважиной пород и установить наличие полезных ископаемых по  разрезу скважины. Переход от результатов измерений при каротаже к геологическим данным называют интерпретацией (истолкованием) данных  каротажа.

Интерпретация данных каротажа условно подразделяется на два этапа. На первом этапе, который можно назвать  геофизической интерпретацией, определяют физические свойства пластов по каротажным кривым. Так, для электрического каротажа методом сопротивления первым этапом интерпретации является определение удельных сопротивлений пласта и зоны проникновения по кривым КС. На втором этапе, называемом комплексной геологической интерпретацией, по совокупности данных о физических свойствах пластов, полученных в результате проведения различных видов каротажа, и по имеющимся геологическим материалам определяют характер пород и дают заключение о наличии полезных ископаемых.

В.2. Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости. По происхождению поры бывают               первичные и вторичные:

Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования  самой породы. К ним относятся  промежутки между плоскостями и  наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.

Вторичные – пустоты  образовавшиеся в процессе разлома  и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д.

Первичные характерны для  песков и песчаников .

Вторичные для карбонатных  и сильно заглинизованных плотных  терригенных коллекторов.

По величине поровые  каналы подразделяются : сверхкапиллярные > 0,5 мм; капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм.

Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил. В субкапиллярных порах капиллярные  силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та:

Коэф-ом общ. пористости  называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца m = (V_п.. / V_обр.)*100%         (1)

Коэф-нт  открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца. m₀ =  (V_п.о. / V_обр.)*100%         (2)

V_п.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м³

В связи с тем, что  не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем  взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся  Пс = m₀ – S_уд^ост , Пс - статически полезная емкость, m₀ - коэф-т открытой пористости, S_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности, %

Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Коэф-нт динамической пористости наз-ся отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объемы. m_g =  (V_g / V_обр.)*100% ,m_g – самый маленький коэф-нт

m₀ =  ( f_просв. / F )*100%, m₀ – коэф-нт открытой пористости,f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца, F – площадь сечения образца [м²]

Пористость коллекторов  изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о  пористости, мы всегда имеем ввиду  коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих  пород:

1. несцементированные песчаники – от 52 %
2. песчаники – 3,5...29%
3. известняки (карбонаты) – от 0,6...33%
4. глины – 6,0...50 %
5. глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

 

В.3. Глинистые минералы, формируя цемент терригенных пород, в значительной степени определяют фильтрационные и емкостные свойства породы. Увеличение глинистого цемента в терригенной породе приводит к ухудшению ее коллекторских свойств. При высоком содержании цементирующего материала (базальный или поровый тип цемента), когда все поровое пространство заполняется минеральной массой, порода становится неколлектором.

При небольшом содержании глинистых минералов (контактовый, пленочный или сгустковый типы цемента) в терригенных породах сохраняется часть открытого порового пространства. Такие песчано-алеврито-глинистые породы могут содержать промышленные скопления углеводородов и отдавать их при разработке. В полимиктовых песчаниках и алевролитах глинистый материал может находиться не только в цементе, но и в скелете пород за счет гидрослюдизации и каолинизации полевых шпатов.

Физико-химическая характеристика глинистых минералов и их объемное содержание оказывают существенное влияние на показания геофизических  методов. Иэ геофизических методов для оценки глинистости используют диаграммы ГК, ПС, комплекса ГГКП и НГК- В этом случае мерой глинистости является содержание фракции меньше 0,01 мм.

Проницаемостью наз-ся способность г.п. пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.

Количественно проницаемость оценивается  из закона линейной фильтрации Дарси

Физический  смысл коэф-та проницаемости: он как бы показвает суммарную площадь пор сквозь которую проходит фильтрация ж=тей и газов.

Различают следующие  коэф-ты проницаемости:

1) коэф-нт абсолютной  проницаемости:   k

2) коэф-нт фазовой (эффективной)  проницаемости: k_н – по нефти,  k_г – по газу, k_в- по воде.

3) коэф-нт относительной  проницаемости: k^’_н,  k^’_г, k’_в

 

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость г.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы.

Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их взаимодействия с породой, насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной проницаемости.

Относительной проницаемостью наз-ся отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.

 

= >  k^’_н = k_н / k,     k^’_г = k_г / k,     k’_в = k_в / k

 

проницаемость пород  меняется  0,001...3 – 5 мкм²

 

В.4 До формирования нефтяных и газовых залежей в пластах находится вода. Нефть и газ при миграции вытесняли воду из пласта НО много замещения воды не происходило, часть ее оставалась в порах. Эту воду наз-ют остаточной водой, погребенной, либо реликтовой водой.

Содержание остаточной воды колеблется от 0 до 72 %, в ср. изменяясь  от 6-8 % до 24 %. Эта вода находится в пластах в виде пленки на гидрофильной пов-ти пор в виде отдельных капель в виде столбиков в узких порах, где прочно удерживаются кап-ми и адсорбц-ми силами.

Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания  воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та:

 

Коэф-том нефтенасыщенности  наз-ся отношение V_н к V_пор или н. в ед V_пор