Главная страница Случайная страница Разделы сайта АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
V. Спецкурс геофизических исследований скважин ⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 4
Проницаемость, пористость, глинистость Проницаемость - это свойство горных пород пропускать сквозь себя флюиды, т.е. жидкости, газы и их смеси. Абсолютная проницаемость - это проницаемость породы в случае фильтрации через нее однородной жидкости или газа, инертных по отношению к поверхности твердой фазы. Фазовая проницаемость - это способность пород, насыщенных смесью нефти, газа и воды или любой другой неоднородной жидкостью, пропускать отдельные ее фазы. Относительная проницаемость – фазовая проницаемость, отнесённая к абсолютной, и нормированная по эффекту проскальзывания. Эффективная (фазовая) проницаемость - способность пород, насыщенных смесью нефти, газа и воды или любой другой неоднородной жидкостью, пропускать отдельные ее фазы. Пористость - это наличие в массиве горной породы или минерале незаполненного минеральным скелетом пространства. В естественном залегании они вмещают пластовые жидкости. Выделяют первичную и вторичную виды пористости. Первичными являются межзёрновые поры, межкомпонентные; ко вторым относятся чаще тектонические трещины, а также связанные с деятельностью подземных вод. Г линистость - Глины это связанные несцементированные осадки породОГП с преобладанием алюмосиликатных глинистых минералов групп каолинита, смектитов, гидрослюд и хлоритов.. Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа.
Основными этапами обработки данных ГИС являются: 1 корреляция и увязка диаграмм по глубине 2 определение границ пород 3определение литологии 4 выделение коллекторов по диаграммам 5 определение пористости 6 разделение пластов на водоносные и продуктивные 7 определение насыщенности
Использование результатов лабораторного анализа кернового материала при интерпретации данных ГИС проводят для того чтобы подтвердились данные по каротажам либо не подтвердились. Сравнение керна и ГИС: 1) Детальная литолого-минералогич хар-ка; + 2) Точное определение физ и фес параметров отдельных типов пород; + 3) Точечный отбор и малые размеры образцов: - 4) Недостаточная представительность для гетерогенных пластов. 1) Упрощенная литологич модель геолог разреза; - 2) Приближенная оценка физ и фес св-в; - 3) Непрерывные измерения по всему стволу скважины; + 4) Оценка объемных параметров пласта в целом.
Пласты коллекторы могут быть выделены следующими геофизическими методами: ПС, кавернометрия, МКЗ, БЭЗ. Подготовка к интерпретации: 1) увязка кривых ГИС: МКЗ, ПС, РК (ГК и НКТ), АК, электрические методы; 2) расчленение разреза скважины и определение границ пластов комплексно по всем методам ГИС. Выделение коллекторов 1) качественные: глинистая корка по кавернометрии; приращение показаний МПЗ и МГЗ; радиальный градиент сопротивления; каротаж – закачка – каротаж (БК, ИК, ГК, НГК); временные замеры (БК, ИК, ГК, НГК). Прямые качественные признаки: А) глинистая корка; Б) приращение показаний МПЗ над МГЗ; В) радиальный градиент сопротивления (если карбонатный разрез) Количественные признаки (выделение интервалов со значением параметра выше(ниже) граничного). Выделяют статистический и корреляционный способ: Статистический: А) по скважинам с прямыми качественными признаками; Б) по результатам испытаний и опробований для определения насыщения. Корреляционный: А)Коэф. пористости граничный при Кпр.=1 мДарси (формальный способ); Б) сопоставление Кп эффективного и динамического
Обработка диаграмм ПС включает в себя ряд этапов, выполняя которые получают параметры, являющиеся исходными для решения перечисленных выше задач. Этим этапам относятся: 1 расчленение разреза на пласты; 2 снятие отсчетов аномалии Uпс; 3 расчет статистической амплитуды Епс; 4 введение поправки за температуру; 5 расчет относительной амплитуды α пс= дельта Uизм/ дельта Umax; 6 Оценка глинистости пласта Кгл – производится по номограмме зависимости коэффициента глинистости от относительной амплитуды α пс; 7 определение литологии пласта. Диаграмма ПС позволяет: проводить расчленение разреза; оценивать глинистость; опред сопротивление пластовой воды. α пс= дельта Uизм/ дельта Umax, где дельта Umax – амплитуда ПС в глинах. Кгл=Uпс – Uпс min/ Uпсmax – Uпсmin.
При СГК определяют суммарную естественную радиоактивность породы (гамма-каротаж) и раздельное содержание в ней калия, урана и тория. Метод применяется для решения качественных и количественных задач. К качественным задачам относятся детальная корреляция, выделение различных типов пород — глинистых, песчано-алевритовых, зон вторичной доломитизации известняков трещиноватых зон. Количественно метод дает возможность оценить глинистость пласта, тип и содержание глинистых минералов в породе, содержание органогенного углерода в аргиллитовых формациях. Для чистых карбонатных пород характерно низкое содержание К, U и Th и соответственно низкая гамма-активность. Обогащение карбонатных пород глинистым материалом отмечается СГК максимумом на кривой ГК и увеличением содержания К, U и Th. В отдельных случаях против карбонатных пород наблюдается повышенная гамма-активность по ГК при низком содержании К и Th, но высокой концентрации U. Разделить породы на собственно глинистые и чистые (трещиноватые, алевритовые) с повышенной естественной гамма-активностью возможно по данным СГК на основании раздельной регистрации содержания К, U и Th. Эта информация является крайне необходимой при выполнении комплексных геофизических исследований разрезов скважин для выделения трещинных коллекторов как в обсаженной, так и в необсаженной скважине. Определение глинистости по данным ГК. Существует несколько способов расчета глинистости по ГК: 1. , потом по Δ I через палетку определяют Кгл. 2. А также существуют нелинейные уравнения определения глинистости (уравнения Клавье, Ларионова, Стейбера).
Затухание упругих волн зависит от состава горных пород, пористости и состава флюида в порах (в газе затухание больше, чем в жидкости), а скорость их распространения - от состава и пористости. Связь между пористостью К„ и скоростью распространения oписывается так называемым " уравнением среднего времени": где Vж- скорость упругих волн в жидкости, заполняющей поры породы; Vск- скорость упругих волн в минеральном скелете. Vж и Vск определяют по результатам лабораторных измерений или берут из справочников; V— определяют по данным АК. Из этого уравнения можно найти пористость: Кроме пористости и характера насыщения, по АК может быть определено положение контактов и мощность пластов, отличающихся по своим акустическим свойствам.
· Рассчитываем для каждого пласта двойной разностный параметр по формуле: Δ I=Iп∞ -Iпоп1∞ · Строим номограмму(по ней определяем индекс водородосодержания W) · Определяем коэффициент пористости Kпi=W-Kгл*Wсв, Wсв · Если литология коллектора отлична от литологии опорного пласта, то необходимо вводить поправку за литологию.
На нефтяных и газовых месторождениях ГГК-П применяют для дифференциации разрезов скважин по плотности и для определения пористости пород-коллекторов. Как известно, плотность породы σ п, и коэффициент пористости Кп связаны функциональной зависимостью , где σ ск и σ ж - соответственно, плотности минерального скелета и жидкости, насыщающей поры породы. Эти параметры определяют при лабораторных исследованиях керна.
Применение ИК основывается на различии электропроводности гп При пропускании через излучающую (генерирующую) катушку переем.эл.тока с частотой=20-50 кГц в гп создается первичное переменное магнитное поле. Это перв.перем.магн.поле индуцирует в гп переменные круговые токи. Величина этих токов тем больше, чем больше электропроводность среды. Эт круговые переменные токи создают вторич.перемен.магн.поле, которое индуцирует приемные катушки электродвижущую силу Е. , -коэффициент зонда, -электропроводность среды Индуцируемые кольцевые токи не взаимодействуют между собой и не пересекают границы между скв и зоной проникновения, между зп и неизменной частью пласта, между нчп и вмещающими породами. Все среды включены в цепь кольцевых токов параллельно и, следовательно, эдс в приемной катушке будет представлять собой сумму сигналов от области скв, зп, нчп и вм.п ), где -геометрические факторы скважины, зп, нчп и вм.пород, -удельные электропроводности раствора, нчп, зп и вм.пород
Основное условие эффективности метода БК: ρ к≈ ρ п.На величину кажущегося удельного электрического сопротивления (ρ к) регистрируемую против исследуемого пласта, оказывают влияние: скважина (ρ с), зона проникновения (ρ зп) и неизмененная часть пласта (ρ п). Эту зависимость и отражает уравнение интегрального геометрического фактора, которое в общем случае имеет вид: где bi – дифференциальный геометрический фактор. где Δ r – это горизонтальная мощность элементарного цилиндрического слоя; ri – это расстояние от электрода А0, до i-го цилиндрического слоя. Преобразовав уравнение интегрального геометрического фактора и выразив из него величину ρ к получим: или в упрощенном виде: где – геометрический фактор скважины; – геометрический фактор зоны проникновения; – геометрический фактор неизмененной части пласта; – интегральный геометрический фактор всей среды в целом. Исходя из приведенных выше формул, необходимо рассчитать значения , Bc, Bзп и Bп, д ля каждого исследуемого объекта.
После определения границ пластов коллекторов и их мощности, определения типов отсчетов ρ к и снятия их с диаграмм, производится построение практических кривых БЭЗ для каждого из выделенных пластов. Все построения практических кривых осуществляются на кальке, наложенной на бланк с билогарифмическим масштабом. Начинаются построения с нанесения на кальку креста зондирования, который откладывается в месте пересечения вертикали, отложенной по значению dс и горизонтали, отложенной по значению ρ с. Сами практические кривые строятся, путем отложения по вертикальной оси существенных значения ρ Ki, а по горизонтальной оси – длины зонда Li (см. рис.). Полученные точки соединяют плавной кривой Рис.. Типы кривых бокового электрического зондирования Как видно из рис. 4 выделяют следующие типы практических кривых БЭЗ. 1а и 1б – двухслойные кривые, имеют место в случаях:
1) Непроницаемых пород – т.е. по результатам зондирования мы можем различить всего два слоя: скважина и непроницаемый пласт. 2) Исследуемый пласт имеет очень высокую проницаемость – в данном случае будет образовываться очень большая зона проникновения, т.е. по результатам зондирования будут выделяться только два слоя: скважина и зона проникновения. 3) При ρ зп = ρ п, т.е. в случае когда сопротивление фильтрата бурового раствора, проникающего в пласт, будет равно сопротивлению пластового флюида – будут наблюдаться два слоя: скважина и зона проникновения с неизмененной частью пласта, не отличающиеся друг от друга по значениям ρ к. 2 – трехслойная кривая при понижающем проникновении фильтрата бурового раствора, т.е. в случае, когда пластовая вода имеет очень низкую минерализацию (большое УЭС). 3 – Повышающее проникновение фильтрата бурового раствора. Первый слой характеризует влияние скважины, второй слой – зоны проникновения и третий – неизмененной части пласта. 4 – Трехслойная кривая для тонкого пласта, имеющего высокое сопротивление – эта кривая характеризует маломощный пласт с зоной проникновения, сопротивление которой ниже сопротивления пласта (увеличение значений ρ к в конце кривой связано с влиянием экранных эффектов). В зависимости от того, к какому типу относятся практические кривые, будут различаться и методики их интерпретации. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ КРИВЫХ БЭЗ 1. При интерпретации двухслойных кривых используются двухслойные палетки (рис. 5), которые имеют шифр μ = (ρ п/ρ с) – в случае не проницаемого пласта и μ = (ρ зп/ρ с) – в случае проницаемого пласта. Кальку, с практическими кривыми БЭЗ, совмещают с палеткой по кресту зондирования, выставляя оси на кальке параллельно осям на палетке. Сама палетка – это набор кривых, которые являются графическим представлением решения системы из трех уравнений при разных соотношениях параметров скважины, зоны проникновения и неизмененной части пласта. Рис.. Интерпретация двухслойной кривой зондирования по двухслойной палетке Признаком двухслойности практических кривых является их хорошая совместимость с палеточными кривыми двухслойной палетки. При совмещении практическая кривая либо совпадает с одной из палеточных кривых, либо согласно располагается с одной из соседних палеточных кривых. УЭС пласта (ρ п), в этом случае, находится по пересечению практической кривой с штрих пунктирной линией АА – геометрическим местом точек, в которых ρ к = ρ п. Либо, путем интерполяции, определяя шифр практической кривой (μ) и зная сопротивление бурового раствора (ρ с), определяют ρ п = μ ∙ ρ с.
промытая зона – часть пласта, характеризующаяся неизменяющимся водонефтегазонасыщением пород при фильтрации в пласт раствора; наблюдается только в коллекторах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами; зона проникновения – часть пласта, где произошли изменения флюидонасыщения вследствие проникновения фильтрата раствора под действием гидродинамических и капиллярных сил. Гамма-гамма методы обладают малой глубинностью, в связи с чем на их показания большое влияние оказывают глинистая корка и каверны. Импульсные нейтронные методы: глубинность исследования до 60—70 см, Глубинность рентген-радиометрического метода уменьшается с увеличением концентрации определяемого элемента или снижением его атомного номера
Для определения водонасыщенности пород при интерпретации данных ГИС широко используется уравнение Дахнова - Арчи, представляемое в виде: где a, m, n - постоянные коэффициенты, зависящие от типа горной породы, Rw - удельное электрическое сопротивление пластовой воды, Rt - удельное электрическое сопротивление пласта, Кп - коэффициент пористости, Sw – водонасыщенность. Коэффициенты а, т, п определяются по данным лабораторной петрофизики - измерению параметра пористости F и параметра насыщенности RI. Эти величины определяются в лабораторных условиях по различным соотношениям сопротивлений: где Rw - удельное электрическое сопротивление пластовой воды, Rt - удельноеэлектрическое сопротивление пласта, содержащего флюид, Rо- удельное электрическое сопротивление породы, на 100 % насыщенной пластовой водой. Корреляционно-регрессионный нелинейный (обычно логарифмический) анализ связей F = f (Кп) и RI = f (Sw) позволяет оценить значения констант a, m, n
Кажущееся сопротивление выше чем у глин (5-500 Ом*м) На диаграммах ПС отрицательные показания Промежуточные показания по радиометрическим и акустическим методам.
Высокие значения удельного эл. сопротивления (100-200 Ом*м) Не выделяются на диаграммах ПС Минимальные показания на диаграммах гамма каротажа Из-за низкого водородосодержания высокие показания на диаграммах нейтронного каротажа
Удельное сопротивление от 100 Ом*м и более Не выделяется по ПС Низкая естественная радиоактивность Промежуточные показания по нейтронному каротажу Большие значения времени пробега волны по акустическому каротажу
Самые низкие показания удельного эл. сопротивления (0, 5-5 Ом*м) Положительные аномалии по ПС Самые высокие показания естественной гамма активности Высокое значение индекса водородосодержания следовательно низкие значения по нейтронному каротажу Промежуточные показания пробега волны немного ниже чем у песчаников
|