Определение пористости по электрометрии скважин
По данным электрометрии скважин Кп определяется методами сопротивления (потенциал-, градиент-зонды, экранированные и индукционные зонды) и потенциалов собственной поляризации. Кп определяется методом сопротивлений по зависимости от Кп параметра пористости (Рп). Его рассчитывают по следующим данным:
1)по удельным сопротивлениям ρвп (водонасыщенных неглинистых пород) коллектора, насыщенного пластовыми водами, и ρв (воды, в частности пластовой): Рп=ρвп/ρв;
2)по удельным сопротивлениям ρф (фильтрата глинистого раствора) и ρпп (промытых коллекторов): Рп=ρпп/ρф;
3) по средним удельным сопротивлениям ρзп (зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в коллектор) и ρв,ф (смеси пластовой воды с фильтратом) в зоне проникновения фильтрата глинистого раствора: Рп=ρзп/ρв,ф
4) По УЭС – формула Арчи-Дахнова: Рп=1/Кп, Рп=а/Кп, отсюда Кп=m√Рп-1, где Рп-параметр пористости Рп=ρвп/ρв
2 вариант ответа:
Пористость – совокупность пустот между частицами твердой фазы в абсолютно сухом состоянии горной породы. Величину Кп опред по данным м-да сопротивлений в гидрофильных терриген и карбонат коллекторах:по УЭС коллектора за контурами залежи ρвп,ρпп, ρзп
1)опред Кп по величинеρвп:для этого выполняют след процедуры:
1)опред величину ρвп по диагарммам БЭЗ, ИК,БК
2)находят ρв (УЭС воды) изучаемого горизонта одним из след способов:
-по данным измерений ρв непосредственно на пробепластовой воды, полученной испытателем пластов на трубах ИПТ или опробоват пластов на кабеле ОПК
-по зависим ρв=f(Св) для различных t=const в соответствии с концентрацией Cв=суммарной минерализации пластовой воды в предположении, что все соли представл NaCl
-Рассчит парам пористости по фор-ле: Рп= ρвп/ ρв (пористость в данном случае играет роль проводимости и показ во сколько раз сопротивл водоначыщ породы больше сопр воды=относительное сопротивление) и по зависимости Рп=f(Кп) определяют пористоть
-ф-ла Арчи-дахнова
а-коэф характериз степень сцементированности ГП (0,4-1,4); m-структурный показатель характериз структуру порового простр ГП.
2)по величине ρпп
1)опред сопр ρпп (промытой зоны)
Рнпп= ρпп/(Рп ρф), Рн= ρнп/ ρвп, определем, что
Ρпп=Рнпп Рп ρф, Рп= ρпп/(Рнпп ρф),
Рнпп=(1-Кнпп), Рп= ρпп/( ρф(1-Кно) 
) , имея петрофиз связи опред Pп=f(Кп)
3)по величине ρзп
-опред УЭС ЗП
Ρзп=Рнзп/(Рп ρвф)
-Рп= ρзп/(Рнзп ρвф), где ρвф= ρв ρф/ ρвz+ ρв(1-z)
z-доля остаточной воды и по петрофиз зависимостям определяем:
39. Способ min рентабельного дебита для обосн-я гр-цы «коллектор – неколлектор».
Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательство является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования или расформирования зон проникновения; эти факты в большинстве случаев являются достаточными признаками коллектора. При отсутствии информации для выделения коллекторов реализуется на статическом уровне с использованием количественных критериев коллектора. Основными причинами отсутствия информации для выделения коллекторов по прямым признакам являются следующие: 1)отсутствие в выполненном комплексе ГИС диаграмм методов, по которым устанавливается проникновение фильтрата ПЖ в пласт (МК, МК+БМК, многозондовые БК и др.); 2) плохое качество диаграмм; 3) бурение скважин на токонепроводящих, мало фильтрующихся или высокоминерализованных ПЖ; -бурение скважин на равновесии.
Способ минимального рентабельного дебита: для нефтеносных коллекторов: Кпр.гр=(μнQminн/2πhэфф∆P)*lnRк/rc
Для газоносных: Кпр.гр=(μгQminг/2πhэфф(P2пл-Р2с))*lnRк/rc, где
Μ-вязкость нефти или глаза в пластовых условиях, Qmin – минимальные рентабельные дебиты нефти, газа обоснованные экономически и технологически для данного геологического объекта, R и r –радиусы контура питания эффективной скважины, hэфф – эффективная толщина объекта питания, ∆P-разность между пластовым давлением и давлением в скважине. Значение Кпргр рассчитанные для различных геологических объектов России, составляют 10-16-10-15м2 для газоносных коллекторов, для нефтеносных 10-14-10-15м2
2 вариант ответа:
Есть дебит технологический – то нужно сделать чтобы достигнуть такого-то КИН. Мы определяем нижний предел пористости по петрофизике, по динамике. Это технологический показатель. А вот когда мы закладываем минимальный рентабельный дебит (определяется стоимостью нефти на мировом рынке) в определение проницаемости получили экономически минимальный кооэфициент проницаемости. Тут используется радиальный поток, а в формуле Дарси трубчатый закон движения жидкости.
40. Понятие о залежи и ее горно-геометрических характеристиках.
Залежь (геол.) – скопление минерального вещества в недрах земной коры или на поверхности земли. Имеет форму пластов, жил, линз, гнезд размером до десятков километров. Например, нефтяная залежь, образованная в ловушке под покровом водоупорного слоя. Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.
1. Нужен коллектор. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например, песчаники, известняки.
2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.
Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.
3. Нужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.
Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка экономически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.
Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:
1) пластовые залежи;
2) массивные залежи;
3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.
И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.
Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.
Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.
Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки. В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности параллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапирами.
Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.
Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.
Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва. Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д. Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.
Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.
Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.
Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторождения и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) приурочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пластов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый газоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое составляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.
Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.
Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Кинельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравномерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве. Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.
Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы нефти в них обычно невелики.
Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнурковая» залежь на Покровском месторождении нефти.
Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда незначительные колебания уровня воды приводят к осушению больших площадей. Высота литологически ограниченных ловушек обычно невелика, толщина песчаных пластов составляет несколько метров. Пластовые сводовые и массивные залежи в структурных выступах связаны с антиклинальными формами ловушек. Для остальных ловушек экранирование определено другими факторами. Все ловушки можно разделить на антиклинальные и неантиклинальные.
2 вариант ответа:
Кровля, подошва, видимая толщина, пластовая залежь, водоплавающая залежь, массивная залежь. Это надо для подсчетов балансовых и извлекаемых запасов и проектирования разработки месторождений.
Залежь – это скопление УВ в ловушке, все части которого гидродинамические связаны. В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку, и, если присутствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтную части. Залежи в основном подстилаются подошвенной водой.
Пластово-сводовые залежи приурочены к ловушкам, представляющим собой антиклинальный изгиб пласта-резервуара.
Пластово-экранированные залежи, формирование которых может происходить только после того, как пластовый резервуар был срезан экраном, препятствующим движению флюидов вверх по восстанию пласта.
Группа массивных залежей связана с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Отличительная черта массивных залежей – гидродинамическая связь всех частей залежи, не смотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и присутствие разделов и, соответственно, единство зеркала ВНК или ГЖК в пределах всего выступа.
41. Скважина – как объект геол, геофизических и технологических исследований.
Вскрываемый бурящейся скважиной геологический разрез, представляет собой объект детальных геологических, геофизических, геохимических, технологических исследований. В дальнейшем, полученные в процессе строительства скважины объемы информации, используются на всех этапах ее жизни. Основной оперативной задачей поисково-разведочных работ на нефть и газ является обнаружение коллекторов в процессе бурения и оценка характера их насыщения. Бурение скважин является необходимым условием для извлечения на земную поверхность образцов горных пород, для всестороннего исследования их коллекторских, физико-химических, механических и других свойств. В тоже время в процессе вскрытия, само присутствие в изучаемой среде ствола скважины, пластов с отличными физико-химическими свойствами искажает действительную картину и вносит определенные погрешности в результаты измеряемых физических и геологических параметров горных пород. В большинстве случаев продуктивные пласты, находятся на глубине нескольких километров, поэтому в скважину, в первом случае необходимо подъема углеводородов, а также доставки в исследуемые интервалы геофизических, гидродинамических, технологических и других датчиков, с помощью которых, выполняются необходимые исследования. Скважина представляет собой вертикальную, наклонную или горизонтальную выработки, малого поперечного сечения (десятки и сотни мм в диаметре) и большой длины (несколько тысяч метров). Номинальный диаметр скважины определяется диаметром долота, которым она буриться. Скважина, в процессе бурения пересекает последовательность сверху-вниз слои (пласты) осадочной толщи с различными физико-химическими и механическими свойствами.
При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором изменяются неодинаково. Плотные, монолитные, с минералогической плотностью, претерпевают незначительные изменения и тогда раствор контактирует со средой, физические свойства которой постоянны. Если породы хрупкие, то контакт со скважиной может образовать слой с частично разрушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважины зоны искусственной трещиноватости.