Определение пористости и литол состава карб пород по комплексным палеткам

19. Определение Кн по «балансу пористости».

Кн по балансу пористости определяется по формуле:

Кн=(К¯пгис - К¯прасч)/ К¯пгис, где К¯пгис– средняя пористость, определенная по кривой влагосодержания Wв;

К¯прасч– средняя пористость определенная для водонасыщенной части коллектора (ниже ВНК), либо определенная в водонасыщенных коллекторах. Она определяется по формуле:

К¯прасч = √1/Pп ,гдеPпнаходим из зависимости ρвп = Рп·ρв , где ρв = 0,045 Омм, а ρвпопределяем по кривой БК в водонасыщенной части коллектора ниже ВНК, либо в водонасыщенных коллекторах (берем среднее значение ρвп, определенное в нескольких коллекторах).

- ф-ла Шелла

Кн=1-Кв

20. Специальные методы выделения коллекторов сложного строения.

Породы-коллекторы отличаются от вмещающих способностью содержать флюиды-воду, Н,Г отдавать их в скв при наличии депрессии на границе:скв-порода, те когда Рзаб<Рпл и поглощать ПЖ, когда Рзаб>Рпл – репрессия.

К сложным относят коллектора облад по крайней мере одним из след признаков:1)сложный минер сос-в породообраз в-в, включая ↑ содержание глинистых минералов;2)сложной структурой порового пространства,3)многофазной насыщенностью в пределах одного-пласт пересечения. Из-за сложности коллич оценки по г/ф данным параметров тонких пластов к сложным следует отнести все коллекторы толщиной менее 1,5 м.Но это относится лишь к выделению коллекторов стандарт комплексом ГИС с обычным разрешением. Примен высокоразреш м-дов ГИС –акустич и электр сканеров позволяет выделять пласты толщиной до 1ых см.(Шлюмберже:XMAC, FMY).

Итак, к сложным относят те коллектора, к-е не выделяются по признакам на к-е опирается интерпретатор при выделении межзерновых коллекторов.

Рассмотрим трещинные коллектора: они приурочены к низкопористым плотным ГП и состоят из блоков матрицы, к-я имеет:

Кп тр- невелика, но однако трещиы яв-ся идеальными путями фильтрации флюидов обеспечивая ↑ прониц трещинного коллектора.

При проходке скв. м-ды входящие в комплекс ГТИ в процессе бурения отмечают зоны трещиноватости аномалиями поглощ ПЖ и снижением продолжительности проходки. Стандартный комплекс ГИС не позволяет обнаружить трещинный коллектор. В карбонатном разрезе коллектора такого типа были впервые выделены и исслед.

Итак, признаки трещ коллектора на диаграмм при стандартном комплексе ГИС: 1)повыш коэф поглощ энергии продольных волн, 2)не ↑ ув dскв,3)увеличенные по срав с расчетными и непостоянные во времени показания ПС; Но все эти признаки непостоянны и ненадежны.

Для их выделения необх проводить спец НИС, к-е вып в отдельных базовых скв:

1)Вскрытие разреза на минерализ бур-м р-ре (минерализация близка к минерализ пластовой воды). Исслед проводят комплексом обычных или фокусированных разноглубинных зондов. Зоны трещиноватости выделяются четкими min УЭС на фоне вмещ плотных пород, тк трещинные кол и вмещ ГП имеют ≈одинак Кп общ, но УЭС трещинной породы при той же пористости ↓ ниже УЭС с межзерновой пористостью.

2)совместная обработка диаграмм БК и АК способом нормализации(АК-ННК-Т; БК-ННК-Т)

3) Определение аппаратурой ВАК по энергии волны Лэмба-Стоунли(она движется в жидкости на границе стенки скв и жидкости, трещ кол-поглощение ее), и по min коэф Пуассона

4)комплексирование ВАК+САТ+НИД(пластовая наклонометрия), XMAK-поляризац акустика

5)способ 2х растворов.

Определение Кпр по ГИС.

Применение ГИС для определения k_пр позволяет составить подробные карты k_пp для объекта разработки, разделить площадь эксплуатируемой залежи на классы коллекторов по проницаемости. Наличие таких карт обеспечивает возможность: а) выбора наиболее оптимальных точек на площади для заложения эксплуатационной и нагнетательной скважины; б) прогнозирования хода разработки объекта эксплуатации при законтурном заводнении; в) оценки наиболее вероятной степени выработки объекта эксплуатации в целом и на отдельных, его участках, представленных коллекторами различных классов проницаемости.

Данные промысловой геофизики позволяют определять значение коэффициента проницаемости для пластовых пересечений в терригенном межзерновом гидрофильном коллекторе. Разработаны геофизические способы определения параметра k_пр в зоне предельной насыщенности продуктивного коллектора по его удельному сопротивлению и коллектора с любым характером насыщенности, в том числе в зоне предельной нефте(газо) насыщенности и в приконтурной водонефтяной (газоводяной) зоне по данным геофизических методов определения глинистости СП и ГМ. Аппаратура АИПД позволяет получать детальный профиль коэффициента эффективной проницаемости в пластовом пересечении коллектора.

Определение коэффициента проницаемости продуктивного коллектора по удельному сопротивлению. Физической основой для получения связи между удельным сопротивлением и коэффициентом проницаемости k_пр нефтегазоносного коллектора является уравнение Козени — Кармана

k_пр = k³_п.эф/(fT_фS²_ф),

где f — коэффициент, характеризующий степень отличия сечения перового канала от кругового; Т_ф, S_ф — соответственно извилистость и удельная поверхность фильтрующих каналов; k_т.эф — коэффициент эффективной пористости.

Для чистых песков, слабосцементированных песчаников и алевролитов величину k_в.св можно выразить как

k_в.св = S_фt_св/K_п

где t_CB -средняя толщина пленки связанной воды. Подставляя в формулу значение S_Ф и k_п.эф, получим:

k_пр=[k_пt²_cв(1-k_в.о)³]/(fT²k²_в.о).

Учитывая близость значений извилистости каналов фильтрации Т_ф и каналов прохождения электрического тока Т_эл для рассматриваемых коллекторов, а также выражение для параметра пористости Р_п = fT²_эл/k_п, из формулы вышеуказанной получим

k_пр=[t²_св(1-k_в.о)³]/(Р_пk²_в.o).

Подставляя k_в.o = Р_н^-1/2, приходим к выражению

k_пp = t²_cв(l-P_н^-l/n)³Р_н^n/2/P_п.

При n = 2

k_пр=[t²_св(1-Р_н^{-1/ 2})P^н]/Р_п

Данное выражение является физической основой определения k_пр по значениям геофизических параметров р_н и р_п, рассчитываемых по формулам на основе известных удельного сопротивления r_п коллектора в зоне предельной нефте(газо)насыщенности, коэффициента пористости коллектора k_п и удельного сопротивления пластовой воды р_в. Величину t_св задают на основе экспериментальных данных для изучаемого объекта. Так, можно вычислить t_св из уравнения подставляя в него значения Р_н, Р_н и k_пp, для пластов с известной по данным гидродинамических исследований или представительного керна проницаемостью, а затем использовать среднее значение t_св для данного объекта или зависимость между t_св и k_пр. При расчетах принимают обычно 0,4<t_cв<0,7 мкм.

Уравнение показывает, что должна быть связь между параметрами р_п и k_пр. Это подтверждается обширной практикой для различных нефтедобывающих районов. Разными авторами были получены аналитические или графические зависимости между р_н и k_пр слабоглинистых терригенных продуктивных коллекторов. Для слабоглинистых коллекторов предложена формула фирмы «Шлюмберже»: k_пр = 6,25- 10 ⁴k⁶_п.эфР²_н.

Для ряда нефтеносных объектов используют упрощенную формулу k_пр = аР_нв, где эмпирические константы а и в принимают различные значения для конкретных объектов. Так, по данным Е. И. Леонтьева, для пластов БВ8-10 Самотлорского месторождения а= 1,369, в = 0,99

Изложенный способ определения k_пр позволяет с достаточной для практики точностью определять его величину в зоне нефтяной или газовой залежи, где отсутствует подвижная остаточная вода. В приконтурной части залежи этот способ дает заниженные значения k_пр и поэтому не применим.

Определение коэффициента проницаемости коллектора по диаграммам СП и ГМ. Невозможность использования данных метода сопротивлений для определения параметра k_пр в водонасыщенных, частично нефте(газо)насыщенных коллекторах, а также в предельно нефте(газо)насыщенных коллекторах, глинистость которых изменяется в широком диапазоне, заставила разработать более универсальные, хотя и менее точные геофизические способы определения k_прпо данным методов ГМ и СП. Предпосылкой этих способов является наличие достаточно тесной корреляционной связи между параметром k_пр и параметрами k_гли h_гл, характеризующими глинистость коллектора. Поскольку геофизические параметры α_сп и DI_γ связаны соответственно с h_гл и k_гл, естественно предположить наличие связи между параметрами α_сп, DI_γ, с одной стороны, и k_пp— с другой. Корреляционная связь между α_сп и k_пp установлена для коллекторов продуктивных отложений крупнейших нефтегазодобывающих районов, в частности для Западной Сибири и Южного Мангышлака. Эта связь выражается уравнением регрессии a_сп =a+b lg k_пp, где значение эмпирических констант а и b различно для разных геологических объектов. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры α_сп и k_пр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с α_сп близким к 1, и высокой проницаемостью связь между α_сп и k_пр практически отсутствует, поскольку параметр k_пр таких коллекторов, зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен. Корреляционная связь между параметрами DI_γ и k_пр характеризуется уменьшением DI_γ с ростом k_пр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. В области высоких значений k_пp параметр DI_γ близок к нулю и параметр k_пр по величине DI_γ определить невозможно. Эта область также представлена породами с минимальной глинистостью, проницаемость которых зависит от медианного диаметра и степени отсортированности скелетных зерен. Л. П. Долиной показано, что при изучении отдельных геологических объектов для определения k_пp целесообразно использовать комплексный параметр α_сп /DI_γ= B. поскольку связь параметра В с k_пp оказывается более тесной, чем порознь между α_сп и k_гр или DI_γ и k_пр. Для основных продуктивных горизонтов месторождения. Узень связь между В и k_пp выражается полиномом: k_пр=aB³+bB²+cB + d, где а, b, с, d — эмпирические постоянные.

Определение параметра k_пр по величине В позволило составить карты проницаемости основных продуктивных горизонтов ряда нефтяных месторождений, которые хорошо объясняют особенности хода разработки.

Определение коэффициента эффективной проницаемости опробователями на кабеле. Опробование пластов приборами на кабеле, разработанное геофизиками, один из прямых методов установления продуктивности коллекторов. Аппаратура АИПД позволяет получить кривую восстановления давления в каждой точке разреза, где производят отбор пластового флюида, по которой можно рассчитать коэффициент эффективной проницаемости коллектора.

Многозондовый прибор трехмерного акустического зондирования Sonic Scanner Новый акустический сканер Sonic Scanner позволяет проводить различные типы акустических исследований, включая монопольные измерения на укороченном и удлиненном расстояниях между источниками и приемниками, метод скрещенных диполей и оценка качества сцепления цемента. Результаты интерпретации Sonic Scanner позволяют получать ценную информацию об условиях бурения и состоянии коллектора, на основе которой можно принимать решения, направленные на сокращение общих затрат при бурении, улучшение нефтеотдачи и повышение добычи. Многозондовый прибор трехмерного акустического зондирования SonicScanner предназначен для: -повышения качества анализа сейсмических данных и привязок; -определения анизотропии поперечных волн; -анализа механики горных пород; -анализ арежимов напряжений; -определения порового давления; -выбора положения и оценка стабильности ствола скважины; -выделения газосодержащих зон; -анализа подвижности флюида; -выделения открытых трещин; -выделения оптимальных зон перфорации и контроль выноса песка; -оптимизации депрессии на пласт; -оптимизации операций ГРП; -анализа качества цементажа.

2 вариант ответа:

Способы:

1. ГДК – гидродинамический каротаж. 4 графика

2. ЭК – электрический каротаж. Прямая зависимость. Коэффициент проницаемости Казими-Кармана.

3. αпс – f(Кпр). Прямая зависимость

4. η=f(Крп) – относительная глинистость. Обратная зависимость.

5. Кпр=f(Кп). Прямая зависимость

Дают оценку – 2, 3, 4, 5; определяют Кпр – 1

Кпр(абс)=QμL/FΔP; Кпр(неф)=Кпр(фаз)/Кпр(абс); Кпр(фаз)= Q(н,г,в)μ(н,г,в)L/FΔP; Q=2πКпрhэф(Pпл-Рзаб)/μln(Rк/Rc) – формула Дюпюн, Q-дебит

Rк – контур питания

Коэффициент проницаемости бывает трех видов:

1) Среднеарифметическое

2) Средневзвешаное. его целесообразно использовать, когда фильтрация флюида распространяется по пласту и тонкие прослои практически не оказывают влияния.

3)Среднегеометрическое. Это среднее необходимо брать, если фильтрация направлена по напластованию и частично по нормали пласта. Непроницаемые прослои оказывают незначительное влияние на среднее значение.

4) Среднегармоническое. Как поток, движущийся по нормали.

Как правило, коэффициент проницаемости по керну больше коэффициента проницаемости в скважине. Потому что по керну определяется коэффициент проницаемости по инертному газу. Но бывают случаи, когда коэффициент проницаемости по керну намного (а может быть в сто раз) меньше коэффициента проницаемости по фазе. Это для трещинного коллектора. Еще может оказывать влияние скин-эффект – это закупорка призабойной зоны пласта. Это когда коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта меньше коэффициента проницаемости удаленной зоны пласта. Для того чтобы избавться от этого эффекта надо провести повышение нефтеотдачи пласта. КИН – коэффициент извлечения нефти.

Определение Кп по ГГК-П.

ГГК-П: основан на бп=(1+Кп)бтф+КпКвбв+КпКнбн+КпКгбг

Поскольку ГГКП отражает св-ва полностью промытой зоны, то Кн→Кно=20-25%; Кг→Кго=7,5%.

Для в/нас-х пород бп=(1-Кп)бтф+Кпбв; Кп=(бп.ггкп - бв)/(бтф - бв)*100%. Эта формула применима и для оценки н/нас-ти пород →разница бн (0,83-0,98)и бв(1) не существена.

На практике опр-т зав-ть Кп от бп. При этом бп расч-ся на случай полностью в/нас-й породы.

Необходимым условием оценки Кп по ГГКП явл-ся узкий диап-зон значения плотности тв. фазы. Бтф=2,68 плюс минус 0,015г/см³ (для неокома).

Ограничения: если в породе дост-е сод-ние детрита, то бп снижается; наличие остаточного газа. нетрадиционный способ: αпс=дельтаUпсi/дельтаUпс Кп=аαпс+в а=Кп чист пес-Кп гл

2 вариант ответа:

Сп-б определения Кп методом рассеянного

γ-излучения основан на тесной функциональной связи м/у плотностью породы и ее пористостью. Для решения задачи исп экспериментально установленные зависимости ∆Iγγ и δп(плотн ГП).

Iγγ min, Iγγ max-интенсивность γγ-излуч опорного пласта с макс и миним плотностью

∆Iγγ =(Iγγ рег-Iγγ min)/ (Iγγ max-Iγγ min)

δп=(1-Кп) δск+Кпδж

δп=(1-Кп-Кгл) δск+Кпδж+Кглδгл

Кп= (δск- δп)/( δск- δж)–для неглинистых коллект(общая)

Кп= (δск- δп)/( δск- δж)–Кгл(δск- δгл)/( δск- δж)-для глинистых коллекторов(окрытая)

δск- плотность скелета породы, δж- жидкости, порозаполнителя

δск=2,71-2,75-известняк; 2,81-2,85-доломит

δп-плотность породы(знач снимаем с диаграммы ГГК-п против исследуегого пласта по max значению в исслед пласте)

δж-плотность жидкости (1,0г/см3)

δгл- плотность глины против пласта глин, Кгл=0,68∆Iγ

∆Iγ==(Iγ рег-Iγ min)/ (Iγ max-Iγ min)

«+»1)в практической независимости точности опред Кп от структуры порового пространства,2)в относит не большое влияние погрешностей вносимых остаточным нефтенасыщением.

«-» 1)Существенное влияние на точность определения Кп в некоторых случаях скважинных условий,2)погрешности в определении Кп при недостаточно известном минеральном составе коллектора

На этот метод не влияет глинистость( hгл<6мм),если >6мм начинает влиять глинистость

По ГГК-п: Кп =

= (δск - δрег)/( δск – δж) –

- Кгл(δск – δгл)/( δск – δж), где

δск, δрег, δж, δгл – плотности

скелета, региструем, жидк,

глин.

23. Строение зоны проникновения.

В процессе бурения скв ГП приведенные в контакт с буровым раствором изменяются неодинаково.

Вскрытие коллекторов всегда ведется при условии Рг/с(гидро/статич)>Pпл.Это вызывает фильтрацию жидкости из Скв в пласт:

При этом если поровые каналы в коллекторе тонки и представ собой сетку как в фильтре, на стенке скв. Образ-ся глинистая корка толщиной hгл с УЭС ρ_гк.А фильтрат бурового раствора проникает в пласт создавая зону проникновения D с УЭС ρзп. Физич с-ва коллектора при этом сильно изменяются.

Неизменная часть пласта с ρвп и ρнп, где св-ва коллектора сохраняются такими как и до вскрытия пласта. Вблизи стенки скв породы сильно промыты фильтратом бурового раствора-промытый пласт с ρпп.М/у промытой зоной и неизменной располагается промежут зона-зона проникновения.В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бур.р-ра, а коэф нефтенасыщ из-ся от остаточного до начального.Рассмотрим радиальные хар-ки пласта

Изучать их необходимо поскольку само сущ сопротивления по радиусу указывает на то что исследуемый пласт яв-ся коллекором.Для водоносных и продуктивных пластов отношение ρпп/ ρр контролируется Рп(параметром пористости)

При переходе ЗП с УЭС ρпп к водонасыщ коллектору(кривая 1), УЭС падает за счет того, что фильтрат замещается высокопроводящей минерализованной водой и отношение ρпз/ρпв(пластовой воды)= ρф/ρв. В нефтеносных и газоносных пластах получается 3 варианта рад хар-ки(кривая 2):если Рнасыщ пз< Рнасыщ, а ρф> ρв, а начальный коэф нефтенасыщ не велик(параметр насыщения мало отличается от парам насыщ ПЗ)наблюд зона повышающего сопротивления нефтеносного или газоносного коллектора. Коллекторы со сложной структурой порового пространства существенно отличаются от фильтрующих коллекторовов с межзерновой пористостью, при вскрытии таких Колек. Трещинами и кавернами поглощается буровой р-р, а не его фильтрат, поэтому глинис корки нет. ЗП в такой пласт не велика и не м.б. зафиксирована ЗП усложняется.

ρвп=Рп* ρв; ρнп=Рн*Рп* ρв -Неизмен часть пласта

ρпп=Рп* ρф; ρпп=Рнпп*Рп* ρф -промытая зона

ρзп= Рп* ρвф; ρзп=Рнзп*Рп* ρвф-зона проникнов

ρпп/ρр≈Рп ; ρпп/ρр≈Рп*Рнпп- граница м/у скв и коллектором