Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области

Курсовой проект по петрофизике

«Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области»




Содержание



Введение

Глава 1. Теоретическая часть

Глава 2 Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1

Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

Заключение

Список литературы






Введение



Цель данной курсовой работы анализ петрофизических уравнений, используемых при оценке фильтрационно-ёмкостных свойств и характера насыщения коллектора, используемых при подсчёте запасов углеводородов на месторождениях Томской области.




Глава 1. Теоретическая часть



ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость - это свойство горных пород пропускать сквозь себя флюиды, т.е. жидкости, газы и их смеси. 

При количественной оценки проницаемости породы считаем фильтрацию линейной, т.е. соответствующую линейному закону Дарси:



	υ=Кпр*1/μ*grad Pпл;



где Кпр – коэффициент пропорциональности. Измеряется в СИ в м2, но ввиду малости скорости фильтрации чаще всего используется мкм2. В СГС-Д(Дарси), 1Д=1,02*10-12 м2=1,02мкм2.

Проницаемость в общем виде зависит от свойств горной породы, числа фильтрующихся фаз, взаимодействия фаз. В соответствии рассматривается абсолютная, фазовая и относительная проницаемости. 

Абсолютная проницаемость. Под ней понимают проницаемость пористой среды, определяемую при фильтрации единственной фазы, инертной к породе. Определяется по лабораторным исследованиям на отмытых и сухих образцах. При этом необходимо учитывать эффект «проскальзывания газа».

		Фазовая проницаемость. Проницаемость фазы при наличие в коллекторе других фаз. Проницаемость любой из фаз ниже абсолютной проницаемости. 	 

	Относительная проницаемость – фазовая проницаемость, отнесённая к абсолютной, и нормированная по эффекту проскальзывания, т.е. 

	

					Кпротн =Кпр ф / К пр∞

					

	По проницаемости породы подразделяют:

		Проницаемые > 10-2 мкм2

		Полупроницаемые 10-2 - 10-4 мкм2

		Непроницаемые < 10-4 мкм2

		Породы-экраны < 10-6 мкм2

ПОРИСТОСТЬ

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. 



		



а)хорошо отсортированный высокопористый песчаник, б) плохо отсортированный песчаник, 

в) глины, г)трещиноватая карбонатная порода, при Кп=15%, д) Кп=30%,

е) трещиновато-кавернозная карбонатная порода.

По форме первичные полости—поры могут быть ромбоэдральными, у хорошо отсортированных рыхлых и скатанных песков, тетраэдрическими у тех же сильно уплотненных пород, щелевидными у глин, слюд и других минералов с кристаллической решеткой пластинчатой структуры, в виде канальцев расширяющейся или сужающейся формы у плохо отсортированных обломочных образований, пузырчатыми в ненарушенных магматических породах; вторичные полости—трещиновидными у скальных метаморфических и магматических пород, каверновидными у карбонатных разностей и гипсов, каналовидными у лессов, ячеистыми у известковистых и кремнистых туфов, соответствующими форме выщелаченным кристаллам минералов в плотных магматических, метаморфических и осадочных породах. По размерам поры и каверны можно характеризовать эффективным диаметром, а трещины—средней шириной (раскрытием).	

Классификация пор по размерам положен принцип рассмотрения взаимодействия с насыщающим флюидом.

Сверхкапиллярные поры имеют диаметр dэф> 10-4 м. Доля воды, связанной капиллярными силами и силами адсорбции с твердой фазой, сравнительно невелика. Поэтому пластовая вода в этих порах может двигаться в основном под действием силы тяжести в соответствии с законами трубной гидромеханики. Характерны для слабосцементированных галечников, гравия, крупно- и среднезернистых песков, обломочных разностей карбонатных пород; в зонах выщелачивания карбонатных пород они могут достигать весьма больших размеров (каверны, карсты).

Капиллярные поры dэф=10-7 – 10-4 м Движение воды под действием силы тяжести затруднено, т.е. вода в этих порах удерживается капиллярными силами. Типичны для сцементированных песчаников, обломочных и кристаллических известняков, доломитов.

Субкапиллярные поры (dэф= 2*10-9 – 10-7 м) велика доля воды, на которую действуют адсорбционные силы со стороны твердой поверхности. Поры в этом случае заполнены рыхло- и прочносвязанной водой, которая практически не способна к перемещению в поле силы тяжести или под влиянием сил поверхностного натяжения. Свойственны глинам, мелкокристаллическим и мелоподобным известнякам, доломитам, трепелам» пепловым туфам и другим тонкозернистым породам. В отсутствие трещиноватости все эти породы не являются коллекторами.

Микропоры (dэф< 2*10-9 м), диаметр которых соизмерим с толщиной слоя прочносвязанной воды, пластовая вода при температурах менее 70 °С практически неподвижна. Микропоры установлены у некоторых природных цеолитов.

Трещиноватость наиболее характерна для плотных, низко-пористых горных пород. Происхождение трещин чаще всего тектоническое, хотя в природе можно встретить трещины диагенеза (доломитизация карбонатов), трещины уплотнения и трещины автогидроразрыва в зонах образования аномально высоких пластовых давлений.

По характеру взаимной связи между порами и движению флюидов в породе различают общую, открытую, эффективную и динамическую пористости.

	Коэффициентом общей пористости Кп оценивается объем всех полостей, как сообщающихся между собой (или открытых), так и не сообщающихся (закрытых). 

	

Кп = (V-Vтв) / V или Кп = (Vп мз + Vт + Vкав) / V = Кп мз + Кт + Ккав.



		Коэффициентом открытой пористости Кп о оценивается объем пор, сообщающихся между собой в породе и с окружающей средой. Для низкоглинистых высокопористых и рыхлых пород общая и открытая пористости отличаются незначительно. Для пород с большим содержанием субкапиллярных пор (например, глины) различие может быть весьма существенным.

Коэффициент эффективной пористости Кп эф характеризует долю порового пространства, которое может быть заполнено углеводородами. Представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно - удержанной пластовой водой:

	

	Кп эф =(Vп о-Vв св) / V=Кп о*(1- Кв св).




Следует также отметить, что не весь объем нефти или газа, заполняющих полезную емкость горных пород, можно привести в движение при разработке месторождений. Определенная часть их, находящаяся в мелких и тупиковых порах, при реализуемых градиентах давления вытесняющей жидкости остается в порах без движения. Поэтому при моделировании режима разработки пласта необходимо исходить из критерия коэффициента динамической пористости Кп д, показывающего, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение УВ.

	

	Кп д=(Vп о-Vв св- Vн о) / V=Кп о – (1-Кв св- Кн о).

	

Определение коэффициента динамической пористости отличается неоднозначностью и трудоемкостью определения, что ограничивает его широкое применение. При каратаже его возможно определить путем наблюдений в скважинах за проникновением радиоактивных изотопов в пласт. 

ГЛИНИСТОСТЬ

Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитывают по формуле:



	Сгл = (м 0,01 / м скел)*100%



В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл,—объемную Кгл и относительную ηгл глинистость.

В общем случае, коэффициент объемной глинистости:




	Кгл = Сгл *(1-Кп) * σскел / σглин.



Параметр Кгл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построении различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими параметрами, например с удельной радиоактивностью породы.

К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов: 	

а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа; 	

б) прогноза поведения коллекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разреза бурением на пресном РВО;

в) прогноза поведения коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ

Под удельной поверхностью (в нефтегазовой петрофизике) пористой среды понимают полную поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой среды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к единице объема пористой среды.

	

	Sп=Sтв * σтв (1-Кп) [м-1].



ГИДРОФИЛЬНЫЕ И ГИДРОФОБНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ

Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «островов» отсутствует пленка воды», а нефть или газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы.

	Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания θ на границе воды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть).

При θ = 0, поверхность считается полностью гидрофильной; при 0<θ≤90° поверхность преимущественно гидрофильна; при: 90°<θ≤1800—преимущественно гидрофобна; при θ=180°— полностью гидрофобна. Причины частичной или полной гидрофобности поверхности могут быть различными: специфические свойства вещества твердой фазы, состав и физические свойства пластовой воды, нефти и газа.

Преимущественно гидрофобны твердые битумы и ископаемые угли. Глины и агрегаты глинистых минералов в породах-коллекторах (глинистый цемент), как правило, гидрофильны, если не считать глинистых нефтематеринских отложений (например, породы баженовской свиты. Зерна кварца и полевых шпатов в песчаниках и алевролитах, кальцита и доломита в карбонатных коллекторах имеют различную избирательную смачиваемость в зависимости от свойств пластовых флюидов. В нефтеносном коллекторе гидрофобизация поверхности происходит при наличии полярных молекул поверхностно-активных углеводородов — нефтеновых кислот, асфальтенов и т.д., которые в пределах отдельных участков поверхности прорывают пленку воды и занимают активные центры поверхности. В известняках возможна кроме обычной адсорбции молекул углеводородов их хемосорбция, сопровождаемая образованием на поверхности пор новых соединений, например нафтенатов кальция.

Гидрофобизация породы-коллектора оказывает существенное влияние на величину подсчетных параметров и эффективность разработки месторождения, поэтому необходимы учет степени гидрофобизации и количественная ее оценка.




НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содержат воду, нефть и газ. В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в отдельных геологических объектах наблюдается присутствие остаточной нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась нефтяная залежь. В нефтеносном гидрофильном коллекторе поры насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм; иногда возможно присутствие нефти в более мелких порах, кавернах и трещинах меньшей раскрытости. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения—Кн, Кв, сумма которых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения соответствует выражению: 



	Кнпред = 1-Кв о.



В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Коэффициент нефтенасыщения частично гидрофобного коллектора при прочих равных условиях выше коэффициента нефтенасыщения того же коллектора при полной его гидрофильности.

Коэффициент нефтенасыщения крупных каверн и трещин большой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения принимают равным единице.

Газоносный коллектор также может быть частично гидрофобным. Наиболее вероятна частичная гидрофобность газоносного коллектора в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью и пористостью и очень высоким значением г>0,95; б) коллектор содержит битум на поверхности твердой фазы.

При подсчете запасов нефти и газа для определения параметров Кн и Кг широко применяют методы ГИС, по данным которых определяют вначале Кв, а затем рассчитывают Кн или Кг. 

В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что их сумма равна единице.

ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение Кп, Сгл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—неколлектор. Зная граничное значение Кпгр или Сглгр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую Кпгр или Сглгр, после чего характеризуют его как коллектор или неколлектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления ρп пласта-коллектора с его удельным сопротивлением ρвп при полном насыщении пластовой водой. Если ρп < ρвп —коллектор водоносный; если ρп > ρвп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии ρп > ρпкр н, где ρпкр н —критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину ρпкр н и соответствующее значение Рнкр н устанавливают с помощью зависимости Рн= f(Кв), в соответствии с величиной Квкр н, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть—вода или газ—вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.



Глава 2. Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1



Залежь нефти на Крапивинском месторождении приурочена к платсу Ю1 васюганской свиты. Основные запасы связаны с верхнеюрским пластомЮ13-4 (подугольная часть верхневасюганской подсвиты). В пределах месторождения пробурено 28 поисковых и разведочных скважин, 17 из которых дали притоки нефти. При изучении параметров пористости, эффективной мощности и дебита мы можем наблюдать заметные колебания. Так, дебит скв. 201 (132,4 м3/сут) при незначительном превышении средней пористости коллекторов (17 %) по сравнению со скв. 202 (16 %) и меньшей эффективной толщине (10,4 против 13,8 м) в 20 раз превосходит дебит последней (7 м3/сут); дебит скв. 190 (60,4 м3/сут), несмотря на одинаковую пористость (16 %) и меньшую эффективную толщину (9,8 м) по сравнению со скв. 206 (12,2 м) и скв. 195 (14,4 м), значительно превышает дебиты указанных скважин (7,7 и 11,7 м3/сут). Оказалось, что колебания дебитов скважин при установленном несоответствии с емкостными параметрами продуктивной пачки вполне отвечают изменчивости проницаемости коллекторов пласта Ю13. Так, максимальный дебит в скв. 208 (316 м3/сут) обусловлен очень высокими значениями проницаемости пласта Ю13, достигающими 0,6296-2,2848 мкм2 (см. скв.208 на рис.1). Несколько меньшие дебиты в скв. 201 (132,4 м3/сут) и скв. 203 (59,5 м3/сут) соответствуют некоторому уменьшению проницаемости в скв. 201 (до 0,1000-0,4037 мкм2) и более значительному в скв. 203 (до 0,010-0,063 мкм2). Небольшие дебиты в скв. 206 (7,3 м3/сут нефти и 0,4 м3/сут воды) и скв. 195(11,7 м3/сут) отвечают еще более низкому значению проницаемости (до 0,001-0,050 мкм2). Таким образом, очевидно, что именно изменчивость проницаемости пород-коллекторов пласта Ю13 определяет столь широкий диапазон вариаций дебитов нефти и сложный характер распределения продуктивности по скважинам. Именно проницаемость обеспечивает аномально высокие дебиты (60-316 м3/сут) ряда скважин, отличающие Крапивинское месторождение от других, причем не только Каймысовского свода, но и всей Западной Сибири. 





Рис.1. Геофизическая, петрофизическая и литологическая характеристики песчаных пород-коллекторов разных типов

1-10 - литологические типы пород: 1-7 – песчаники;1 - крупно-среднезернистые; 2- среднезернистые; 3- средне-мелкозернистые; 4-средне-мелкозернистые глинисто-алевритистые и алевритовые; 5- мелкозернистые глинисто-алевритистые; 6- мелкозернистые алевритовые и глинисто-алевритовые; 7- алевритисто-глинистые; 8,9 - алевролиты (8 - песчаные, 9 - песчано-глинистые); 10- аргиллиты; 11- угли; 12-17 - гранулометрические фракции: 12-14 - песчаные (12 - крупнозернистые, 13- среднезернистые, 14- мелкозернистые); 15,16 – алевритовые (15 - крупнозернистые, 16- мелкозернистые); 17- глинистые; 18-21 - петрографический состав обломочной части: 18- кварц; 19- полевые шпаты; 20 - обломки горных пород; 21 – слюда.



Стратиграфия и фациальные особенности формирования Горизонта Ю1 юго-восточной части Каймысовского свода.

Стратиграфическое расчленение разреза юго-восточной части Каймысовского свода (район Крапивинского нефтяного месторождения) осуществлено по данным глубоких скважин с использованием ископаемых остатков фауны и флоры, стандартного каротажа (ПС — поляризации собственной, КС — кажущегося сопротивления) и региональных корреляционных схем.

Объектом изучения является горизонт Ю1 васюганской свиты келловей-оксфордского ярусов верхней юры (J3к-оvs).

Свита названа по р. Васюган на Западно-Сибирской равнине. Выделена В. Я. Шерихорой в 1961г. и входит в полуденную серию. Мощность свиты от 40 до 110 м. Свита содержит аммониты рода Quenstedticeras, фораминиферы видов Recurvoides scherkalyensis Lev., Recurvoides singularis Lutova, Ammobaculites tobolskensis Levina, Globulina alexandrae Dain; отпечатки мелких раковин брахиопод; отпечатки двустворок и белемнитов; пыльцу Classopollis, двухмешковую пыльцу хвойных растений, пыльцу Eucommiidites, Caytonia (Vitreispotes), споры тропических папоротников Motomisporifes phlebopteroites, Dipteridaceae, редкие остатки Yleichenia и др. (по материалам О. Н. Костеши). Отложения васюганской свиты согласно залегают на отложениях тюменской и вскрыты всеми скважинами описываемой территории. Свита четко выделяется в разрезах изучаемых скважин, хорошо прослеживается по латерали и подразделяется на две подсвиты, сложенные разнофациальными (преимущественно морскими) отложениями, сформировавшимися в процессе двух трансгрессий - келловейской (нижневасюганская подсвита), позднеоксфордской части верхнеюрско-валанжинской (верхневасюганская подсвита) — и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними. 

Нижневасюганская подсвита сложена относительно глубоководно-морскими глинистыми породами - аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми с редкими, тонкими прослойками светло-серых алевролитов. Она хорошо выдержана по простиранию, мощность ее около 35 м. Это время наступления моря на сушу. Судя по литологическому составу и органическим остаткам (отпечатки раковин аммонитов, комплексы фораминифер Recurvoides scherkalyensis, Recurvoides singularis; споро-пыльцевые комплексы хорошей сохранности), проводя аналогию с современными морскими бассейнами, можно сделать предположение, что эта область относительно глубоководного шельфа.

Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая содержит комплексы фораминифер Ammobaculites tobolskensis, Globulina alexandrae, отпечатки раковин брахиопод, двустворок плохой сохранности, палинокомплексы, видовой состав которых унаследован от келловейской флоры, но с уменьшением их количества и плохой сохранностью. Эти данные свидетельствует о существовании в то время мелководного морского бассейна. Подсвита представляет собой региональный нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом практически на всех месторождениях Томской области. В объеме горизонта на территории исследования выделяются пласты Ю11, Ю12, Ю1М и Ю13, каждый из которых продуктивен в той или иной скважине. Мощность подсвиты составляет около 65–70 м.

Пласт Ю13 образовался при слабой регрессии морского бассейна в прибрежно-морских условиях (по аналогии с современными морскими бассейнами, это область мелководного шельфа) — крупный палеодельтовый комплекс. Об этом свидетельствуют остатки растительного детрита, которые вероятно были снесены речными потоками с близлежащей суши, зерна хлорита, остатки морской фауны плохой сохранности и форма кривой ПС (скв. 10P, 26Р, 25Р, 30Р Двуреченского и скв. 216Р, 214Р, 102 Крапивинского месторождений). Пласт Ю13 имеет в целом нехарактерны для юрских коллекторов Томской области аномально высокие фильтрационно-емкостные характеристики, по которым разделяется на две пачки: низкопроницаемую пачку Б, представляющую собой собственно дельтовые отложения и высокопроницаемую пачку А — отложения баров. Пачка Б образовалась при спокойном гидродинамическом режиме и быстром процессе седиментации, при котором шла слабая проработка обломочного материала; отсюда и ухудшение коллекторных свойств. Об этом свидетельствуют неполная углефикация и хорошая сохранность растительных остатков, высокое содержание глинистого цемента в песчаниках. Пачка А, наоборот, образовалась при интенсивной проработке материала вследствие высокой гидродинамической активности среды седиментации; отсюда и повышенные фильтрационно-емкостные характеристики.

Выше по разрезу залегает межугольная ритмотолща (пласт Ю1М), которая сверху и снизу ограничена угольными пластами (углистыми аргиллитами). Отложения пласта сформировались в период континентального режима региона.

Верхнюю часть горизонта Ю1 составляет надугольная толща (пласты Ю12, Ю11), сформировавшаяся в период трансгрессии моря и представленная морскими фациями. Об этом свидетельствует литологический состав (породы, представленные переслаиваемыми аргиллитами темно-серыми, плитчатыми с редкими включениями пирита и песчаниками серыми мелкозернистыми неслоистыми глинистыми; алевролитами серыми с голубоватым оттенком, участками известковистыми с глауконитом), остатки морской фауны (отпечатки белемнитов) и форма кривой ПС.

Принимая во внимания эти данные, можно сделать вывод, что келловейская трансгрессия оказалась более мощной, чем верхнеюрско-валанжинская и, следовательно, верхневасюганская подсвита образовалась в более мелководных условиях.



Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора



а) Записать уравнения и построить графики.

Уравнения для Томской области:



Кп = 0,1006•апс + 0,091; 

Рп = 1,493•Кп-1,6;

Кв = 1,005•Рн-0,626; 



Уравнения для района – Каймысовский свод:



Кп=0,126апс+0,084 

Рп=1,148Кп-1.67

Кв=0,93Рн-0.54



Уравнения для месторождения – Озерное:



Кп=0,1205апс+0,07;

Рп=0,922Кп-1.745;

Кв=1,023PH-0.64;

αпс - меняется от 0 до 1.







Для Томской области

Для свода

Для месторождения

αпс

Рн

kп

Рп

kв

kп

Рп

kв

kп

Рп

kв

0

1

0,091

69,11838

1,005

0,084

71,84482

0,93

0,07

95,50692

1,023

0,25

2

0,11615

46,77664

0,65121

0,1155

42,21142

0,639627

0,100125

51,14277

0,656472347

0,5

4

0,1413

34,18475

0,421965

0,147

28,21772

0,439917

0,13025

32,31795

0,421266805

0,75

10

0,16645

26,30303

0,237775

0,1785

20,40357

0,268215

0,160375

22,47851

0,234355761

1

40

0,1916

21,00037

0,099834

0,21

15,55377

0,126873

0,1905

16,64616

0,09650665













Для зависимости Кп – αпс можно сделать следующие выводы. Получившиеся при построении графики, близки по своим значениям. Однако график, приведенный для месторождения, расположен ниже других. По месторождению пористость глин наибольшая, на что указывает коэффициент «b» в аналитическом выражении, чувствительность коэффициента пористости к глинистости – средняя (на что указывает средний угол наклона кривой, а также коэффициент «а» в уравнении). 

Кривые, построенные для зависимости Рп – Кп, незначительно отличаются друг от друга для рассматриваемых участков. Однако кривая, построенная для месторождения лежит ниже всех остальных, следовательно и значения Рп для месторождения будут ниже. Как известно Рп прямо пропорционально связан с ρвп, значит, чем меньше параметр пористости, тем меньше и ρвп. Удельное сопротивление глинистого водонасыщенного коллектора в значительной степени зависит от соотношения электропроводности ДЭС, формирующегося в окрестности поверхности глин, и электропроводности свободного электролита, а также от объемного распределения этих компонентов. В большинстве случаев электропроводность ДЭС выше, что приводит к занижению ρвп глинистого коллектора водонасыщенной породы.

По зависимости Рн – Кв можно сказать, что все три зависимости схожи. По геометрии порового пространства, за которое отвечает коэффициент а, наиболее сложное по месторождению и области. 

б) Что означает каждый из коэффициентов в уравнениях. Можно ли говорить о каких-то литолого-физических особенностей коллекторов Томской области и их различиях на отдельных месторождениях?



Кп = а•αпс + b;

а – коэффициент, указывающий на чувствительность коэффициента пористости к глинистости;

b – коэффициент, указывающий на пористость глин.



Рп = а•Кп-m;




а – коэффициент, изменяется от 0,4 до 1,6;

m – показатель цементации для неглинистых пород;

m = 1,3–1,4 – хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники;

m = 1,8–2,0 – сцементированные песчаники и известняки с межгранулярной пористостью;

m < (1,8–2,0) – с трещиноватой пористостью;

m > 2,0 – с кавернозной пористостью.



Рн = а•Кв-n;



а – константа коллектора, коэффициент, указывающий на сложность геометрии пор (чем он больше, тем сложнее геометрия пор);

n – константа коллектора, показатель, характеризующий крутизну кривой, зависит от степени цементации;

1) межзерновые гидрофильные коллекторы:

n = 1,3–1,6 – глинистые терригенные;

n = 1,8–2,0 – хорошо сцементированные слабоглинистые терригенные и карбонатные;

2) коллекторы со сложной геометрией пор:

n = 1–1,3 – кавернозные породы;

n >> 2 – трещиноватые породы;

3) гидрофобные коллекторы:

n > 2 и тем больше, чем больше гидрофобность коллектора.

Поскольку в уравнениях есть различие в коэффициентах, значит, существуют различия в типах коллекторов, поэтому можно говорить о литолого-физических особенностях месторождения, коллекторов Томской области и их различиях.

По свободному члену в уравнении Кп (равном 0,091) можно говорить о том, что наибольшей пористостью обладают породы по области, но чувствительность коэффициента пористости к глинистости в этом случае наименьшая (коэффициент а в уравнении – наименьший).

в) Для граничных значений пористости коллектора горизонта Ю1 (10 – 20)% используя уравнения месторождения определите соответствующие им значения αпс, Кгл и Кпр, а также W, Рп при полном водонасыщении и при Кв = 0,5. Совпадает ли вычисленный интервал Кпр с приведенным в тексте?



Кп = 0,1205•пс + 0,07; пс = (Кп – 0,07)/0,1205 

Кгл=0,4346-0,3846пс 

lgКпр=3,27пс – 1.261; Кпр = 10^(3,27*Кп – 1,261) 

W= Кп· Кв 

Рп=0,922Кп-1.745 



kп

kв

αпс

kгл

Kпр*10-3 мкм2

W

Рп

0,1

0,5

0,248962656

0,338849

0,3573616

0,05

51,25437

0,2

1

1,078838174

0,019679

184,8420727

0,2

15,29092



Часть вычисленного интервала Кпр попадает в интервал, приведенный в тексте.



Глава 4. Анализ граничных значений параметров



а) Каким граничным значениям Кп, Кгл и Кпр соответствуют приведенные критерии коллектора по αпс?

Граничные значения: 

	для газ – нет;

	для нефти αпс = 0,43.



Кп = 0,1205•пс + 0,07 = 0,121815;

Кгл=0,4346-0,3846пс = 0,269222;

lgКпр=3,27пс – 1,261; Кпр = 10^(3,27*Кп – 1,261) = 1,396689924.



	б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти ρп зависит от αпс? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение ρп, выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

	Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом αпс. Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

	Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение ρп, которое вычисляется по следующей формуле: п2,4пс+3,4; так как критерий коллектора для нефти пс≥0,43, а критерий получения чистой нефти - пс<0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

	п2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение п, выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρп≥4,5 Ом*м. 

	в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Рн и ρп из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

	Номер образца 201/15.

	

	Номер образца

	Кв.св.

	К*в

	Кв.кр

	К**в

	Кпр*10-15м2

	Кп

	Рп

	205/12

	0,28

	0,36

	0,53

	0,69

	129,3

	19,2

	17,5

	




Рп = ρвп / ρв; ρвп = Рп•ρв; ρв = 0,075 Ом•м 

ρвп=17,5*0,075= 1,3125 Ом•м



Кв=1,023•Рн-0.64; Рн=(1.023/Кв)1,5625; 

Рн = ρнп / ρвп; ρнп = Рн•ρвп.



		чистая нефть: Рн= 7,57– 5,11; ρнп = 11,22- 7,57;

			нефть с водой: Рн = 5,11 – 2,79; ρнп = 7,57 – 4,14;

		вода с нефтью: Рн = 2,79 – 1,85; ρнп = 4,14 – 2,74;

		чистая вода: Рн < 1,85; ρнп < 2,74.



Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области



При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (kгл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆kпв) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (kп = kп + ∆kп), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (kгл = kгл + ∆kгл). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆kпв,∆ kП, ∆kгл) в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (rv), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и rv в прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.








Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (rv) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (гу = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно rv > 0,4 м и rv < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ≤ rv ≤ 0,4 м) Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4]. 

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (рпv, рп* рп), и определить толщины слоев V-зоны (rv = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (pпv = 22 Ом*м), относят к расстоянию r1 = 0,4 • rv, усредненные значения УЭС для ОЗ









(pп* = 14 Om*m) - к расстоянию r2 = (rv - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (рп - 32 Ом • м) относят к расстоянию r3 = 1,3*rv. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей рпv,рп*,рп, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r1, r2 и r3. Кроме данных ЭМ (рпv,рп*,рп, rv и r*) а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. WпНМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δпГГМ) и акустического (AM. tпАМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (kгл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (kпво), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое rv = 0,3 м содержит ЗП (∆kпв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆kп = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆kгл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м. 

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.














V-зоны и добывные возможности коллекторов




При оценке продуктивных пластов данные ГИС позволяют устанавливать факторы, влияющие на их потенциальные добывные возможности.

В |2, 4, 5] рассмотрены отличительные особенности формирования ЗУ в V-зоне. Отмечено, что при внедрении глинистых частиц (∆kгл) в поры коллектора в пределах V-зоны снижается эффективная пористость (∆kпэф). Это происходит как за счет внедряющейся в пласт глины (∆kгл), так и за счет воды, связываемой этой глиной. Следовательно, параметры ЗУ можно использовать для оценки снижения эффективной пористости в V-зоне: ∆kпэф = (1 + α)* ∆kгл, где α*∆kгл = ∆kПВОэф. В отличие от ЗУ, в ЗР (∆kп) повышается эффективная пористость. В свою очередь, изменение эффективной пористости ведет к изменениям проницаемости и добывных возможностей коллектора. При формировании ЗУ добывные возможности уменьшаются в среднем в 1,6 раза [2].

Необходимо указать на принципиальные ограничения возможностей ГИС. заключающиеся в том, что рассеянная глина (kгл) в порах породы по УЭС (рпЭМ) и по нейтронной влажности (wпНМ) эквивалентна содержанию некоторого количества (kпв) пластовой воды или фильтрата бурового раствора. По этому установить наличие в прискважинной области ЗУ (∆kгл) и достоверно оценить емкостные свойства породы лишь по данным комплекса ЭМ+НМ, в силу указанных ограничений, невозможно.

Результаты интерпретации только данных ЭМ+НМ содержат многочисленные неточности и погрешности. По этим данным V-зоне пласта для ситуации, рассмотренной в предыдущем разделе, выделяются только ЗП и ОЗ, емкостные показатели определяются неверно (табл.3 и рис. 4).











Заключение



Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение Кп, Кгл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—не коллектор. Зная граничное значение Кпгр или Кглгр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую Кпгр или Кглгр, после чего характеризуют его как коллектор или не коллектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления ρп пласта-коллектора с его удельным сопротивлением ρвп при полном насыщении пластовой водой. Если ρп < ρвп —коллектор водоносный; если ρп > ρвп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии ρп > ρпкр н, где ρпкр н— критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину ρпкр н и соответствующее значение Рнкр н устанавливают с помощью зависимости Рн= f(Кв), в соответствии с величиной Квкр н, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть—вода или газ—вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.






Список литературы



			Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири: Новосибирская, Томская и Омская области.

	Т.1. Геологическое строение. 1999. – 228 с.

	Т.2. Полезные ископаемые. 1998. – 254 с.

			Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.

	Т.2. Западно-Сибирская нефтегазовая провинция. – 1996. – 352 с.

			Нефтегазовая энциклопедия / под реакцией Вадецкого. – М.: Нефть и газ, 2002 г. (в трех томах).

	Т.1. А – И; Т.2. К – П.

			Добрынин В.М. и др. Петрофизика: учебник для вузов. М.: Недра, 1991.– 368 с.

			Сваровская Н.А. Физика пласта. Учебное пособие. ТПУ, 2003. – 155 с.

			Журнал «Каротажник» выпуск 75.

2