Что такое коллектор неколлектор

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Выделение поровых пластов-коллекторов, разделение их по характеру насыщения и определение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин

При определении h эф порового коллектора в терригенном и карбонатном разрезах в скважине, пробуренной на РВО, решаются следующие задачи:

1) выделение коллекторов;

2) разделение их по характеру насыщения с одновременным установлением положения ВНК, ГВК, ГНК;

3) определение hэф в каждом пластовом пересечении продуктивного коллектора.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РВО

Поровые коллекторы выделяют по данным ГИС на основе:

Качественные признаки порового коллектора

Эти признаки обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в коллекторы и формированием (или расформированием) во времени возникающей зоны проникновения.

Используют следующие признаки, установленные по данным комплекса ГИС в необсаженной скважине:

1.Сужение ствола необсаженной скважины против пласта-коллектора вследствие образования глинистой корки на границе скважина – коллектор;

2.Превышение показаний потенциал-микрозонда rк пз над показаниями градиент-микрозонда rк гз (рис. 4);

3.Наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемое путем сравнения показаний однотипных разноглубинных зондов или приближенных значений rп.

Все эти признаки являются надежными, если скважина бурилась на пресном глинистом растворе (rс ³ 0,5 Ом м).

Рис. 4 Пример выделения коллекторов (показаны точками) по данным стандартного комплекса ГИС

Повторные замеры ГИС

Коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в основном в открытом стволе. В открытом стволе проводят повторные замеры трехэлектродными, экранированными и индукционными зондами.

Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через разное время после вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении.

Коллекторы выделяют в интервалах изменения показаний данного зонда.

Изменение показаний зонда в интервале пласта отражает формирование зоны проникновения в породе-коллекторе во времени.

Замеры выполняют по усложненной программе, т.е. между первым и последующим замером предусмотрено дополнительное воздействие на породы:

исследование (каротаж) – воздействие – исследование (каротаж).

2 способа воздействия:

1. Метод двух растворов или активаторов:

Замена бурового раствора другим с заданными физическими свойствами (изменение удельного электр.сопротивления или радиоактивности раствора).

В качестве метода ГИС можно использовать метод сопротивлений при изменении удельного сопротивления rс, гамма-метод при изменении радиоактивности и т.п.

2. Исследование — продавка – исследование (каротаж – давление – каротаж):

Создание дополнительной репрессии или депрессии в интервале исследования (более интенсивное формирование или расформирование зоны проникновения в коллекторах).

Коллекторы выделяют в интервалах изменения показаний повторного замера по сравнению с предыдущим при постоянстве показаний во вмещающих породах-неколлекторах.

Повторные замеры используют для выделения в разрезе сложных коллекторов.

Количественные критерии выделения поровых коллекторов

Использование количественных критериев выделения основано на предпосылках:

1) поровые коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов величинами проницаемости, пористости, глинистости и связанных с ними геофизических параметров;

2) существует кондиционное значение одного из параметров для каждого геологического объекта, которое делит породы на коллекторы и неколлекторы.

Кондиционные значения параметров устанавливаются тремя способами:

3.Гидродинамический метод (каротаж) ГДК.

1.Статистический способ определения кондиционных значений параметров используется на стадии подготовке месторождения к разработке при большом количестве опробованных интервалов.

Кондиционные значения устанавливаются на основе анализа данных ГИС, керна и результатов испытания, полученных с испытателями на трубах в открытом стволе или при перфорации обсаженной скважины.

Наиболее совершенный вариант этого метода — определение кондиционного предела на основе статистической связи исследуемого параметра с удельной продуктивностью q уд (уравнение регрессии: aсп =f(qуд)) (рис.5).

Для нефтеносных пластов:

qуд = Qн / (Р пл – Рс). hэф,

где: Qн – суточный дебит;

Р пл – пластовое давление;

Рс – давление в стволе скважины при испытании;

hэф – эффективная толщина объекта испытания

Рис. 5. Определение кондиционного значения параметра aсп конд по сопоставлению aсп с коэффициентом удельной продуктивности q уд

Для газоносных объектов:

qуд = Qг / (Р2пл – Р2с). hэф.

2.Петрофизический способ определения кондиционных значений параметров используется на стадии оценки месторождения при условии бурения специальной базовой скважины (полный отбор и детальное изучение керна, расширенный комплекс ГИС).

Кондиционные пределы устанавливаются по результатам анализа петрофизических связей коллекторских свойств и геофизических параметров с коэффициентом остаточной (несжижаемой) водонасыщенности kв.о. (рис. 6).

К коллекторам относятся породы в карбонатном и терригенном разрезах с

Рис. 6. Определение кондиционного значения коэффициента открытой пористости kп.о.конд. по корреляционной связи между параметрами kв.о. и kп.о.

3.Гидродинамический метод (каротаж) ГДК определения кондиционных значений параметров.

Данные получают с помощью прибора АИПД, созданного на базе опробователя на кабеле, и представляют в виде профилей значений коэффициента эффективной проницаемости (рис. 7).

Можно выделить прослои неколлекторов и определить эффективную толщину коллектора.

Рис. 7. Выделение коллекторов по материалам гидродинамического каротажа ГДК, полученным аппаратурой АИПД.

1 – коллектор; 2 – неколлектор; 3 – плотные доломиты; 4 – аргиллиты

РАЗДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РВО, ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ

Выделенные в разрезе поровые коллекторы по данным ГИС разделяют на водоносные, с одной стороны, и на нефтеносные и газоносные, с другой.

Существует 3 способа разделения поровых коллекторов по характеру насыщения:

1.Способ граничных значений параметров;

3.Способ радиального градиента сопротивления.

Способ граничных значений параметров

При этом способе характер насыщения определяют по следующей схеме:

1.Определение удельного сопротивления rп неизменной части коллектора.

2.Расчет удельного сопротивления rвп коллектора при условии полного насыщения его пластовой водой:

где: Рп – пористость породы.

3.Сравнение значений rвп и rп,

Коллектор водоносный — rп = rвп.

Коллектор нефтегазоносный — rп > rвп ,если установлена промышленная продуктивность.

4.Для установления промышленной продуктивности сравнивают значения rп и rп гр.

Коллектор продуктивный — rп > rп гр, kв rвп

2.Совмещение методом наложения кривых эффективного сопротивления rэф фокусированного зонда большой глубинности с одним из методов пористости (превышение показаний rэф ).

Способ радиального градиента сопротивления

Сущность способа заключается в использовании радиального градиента rдля разделения коллекторов на продуктивные и водоносные.

Для разделения коллекторов на нефтегазоносные и водоносные используют следующие приемы:

1) сопоставление приведенных значений удельного сопротивления r, рассчитанных по диаграммам малого r1 и большого r2 зондов.

2) сравнение методом наложения диаграммы r двух разноглубинных фокусированных зондов (в одном логарифмическом масштабе сопротивлений).

Таким образом, в скважинах, пробуренных на РВО, при определении продуктивности и водоносности коллекторов в основном используют данные метода сопротивлений при условии комплексной интерпретации материалов ГИС.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РНО, И РАЗДЕЛЕНИЕ ИХ ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ

Для выделения таких коллекторов используются:

1) количественные признаки выделения коллекторов с использованием методов пористости (НМ, ГГМ, АМ) и глинистости (ГМ) (применение диэлектрического, нейтронного, гамма-гамма методов).

2) способ разделения по удельному сопротивлению с использованием граничных значений rп гр., Рн гр, k в гр.

Существуют следующие ограничения:

а) величина rп определяется только по диаграмме индукционного зонда;

б) способ сопоставления rп и kп о снижается из-за влияния на показания методов НМ, ГГМ, АМ газонасыщения.

Появляется дополнительная возможность разделения коллекторов:

• в нефтеносных отложениях по данным методов диэлектрической проницаемости ДМ, импульсного нейтронного ИНМ (по методу сопротивления);

• в газоносных отложениях – по данным ДМ, НМ, ГГМ

При разделении нефтеносных и газоносных коллекторов по данным ГИС решаются задачи:

• установление положения газожидкостного контакта (ГЖК) и выделение газоносных и нефтеносных коллекторов, если ГЖК соответствует ГНК);

• проведение исследований ГИС в скважине, пробуренной на РНО, с последующей заменой на РВО и выполнение комплекса ГИС.

Газоносность определяется при изменении показаний ГГМ и НМ при постоянстве этих показаний в нефтеносных, водоносных коллекторах и неколлекторах.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ СПЕЦИАЛЬНЫХ ГИС, ВЫПОЛНЕННЫХ В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ

Специальные ГИС проводят в отдельных скважинах с целью:

• выявления при доразведке пропущенных продуктивных коллекторов;

• установления ГНК в газовой залежи с нефтяной оторочкой или нефтяной залежи с газовой шапкой.

Для нефтяных коллекторов – импульсные нейтронные методы (контроль за перемещением ВНК на крупных разрабатываемых месторождениях нефти).

Для газоносных коллекторов – стационарные нейтронные методы (выявление пропущенных при разведке газоносных коллекторов, установления ГНК).

Задача разделения на нефтеносные и газоносные пласты решается при повторных исследованиях НМ, выполняемых по специальной программе:

• первый замер – до обсадки;

• второй – непосредственно после спуска колонны;

• третий и последующие – через различное время после спуска колонны.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ И НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН ПОРОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

При определении эффективной толщины нефтегазонасыщенных коллекторов встречаются следующие варианты.

Однородный коллектор с однородным насыщением

Пласт, не содержащий прослоев неколлектора, полностью насыщен только нефтью или только газом.

h эф = h газ

Неоднородный коллектор с однородным насыщением

Пласт, содержащий прослои неколлектора, полностью насыщен только нефтью или только газом.

Прослои-неколлекторы выделяются по комплексу ГИС.

S h эф = h об — S . h пл

Однородный коллектор с неоднородным насыщением

Пласт не содержит прослоев неколлектора, но насыщен различными флюидами.

• нефтеводяной пласт, контакт нефть – вода четкий (ВНК – нижняя граница зоны нефтенасыщения).

h эф неф – толщина нефтенасыщенной части.

нефтеводяной пласт с переходной зоной (ВНК – нижняя граница зоны нефтенасыщения).

h эф – интервал между кровлей пласта и ВНК.

газоводяной пласт с четким контактом или переходной зоной

Определение ГВК и h эф. г аналогичны определению ВНК и h эф неф

газонефтяной пласт (ГНК – по данным повторных замеров НМ в колонне).

h эф г и h эф неф — интервал соответственно между кровлей пласта и ГНК и между ГНК и подошвой пласта.

газонефтеводяной пласт с наличием ГНК и ВНК (положение ГНК и ВНК определяется теми же методами).

h эф г — интервал между кровлей пласта и ГНК.

oilloot.ru

Что такое коллектор неколлектор

Определение подсчетных параметров терригенных подсолевых отложений

По материалам ГИС на примере Собинского месторождения (Красноярский край).

Л.Е. КНЕЛЛЕР (ВНИИГИС), С.А. СКРЫЛЕВ (Енисейнефтегазгеология), А.В. СИНЬКОВ (ВНИГИК)

Собинское месторождение приурочено к венд-нижнекембрийским отложениям. Породы пластов-коллекторов представлены в основном разнозернистыми песчаниками, преимущественно кварцевого состава с цементом, сложным и по типу, и по составу. Наиболее значительное влияние на коллекторские свойства оказывает глинистый материал, содержание которого меняется в широких пределах.

Пласты-коллекторы BH — I , BH — II , BH — III не выдержаны по толщине и часто состоят из нескольких проницаемых прослоев мощностью менее метра. Более однородным и выдержанным является пласт BH — IV .

Бурение ведется в основном на высокоминерализованной гидрогельмагниевой (ГГМ) промывочной жидкости плотностью1,2-1,35 г/см 3 , водоотдачей 4-6 см 3 /30 мин, вязкостью 20-40 с, УЭС 0,03-0,25 Ом-м. Комплекс исследований включает кавернометрию (ДС), боковой (БК), боковой микро-(БМК), гамма-(ГК), нейтронный гамма-(НГК), акустический (АК) каротаж, резистивиметрию и боковое каротажное зондирование (БКЗ).

В двух скважинах, пробуренных на непроводящей промывочной жидкости (ВИЭР), где электрический каротаж (ЭК) не эффективен, выполнены индукционный (ИК) и диэлектрический (ДК) каротаж. В опытно-методическом порядке применяются гамма-гамма плотностной (ГГКП), нейтрон-нейтронный (ННКТ) в многозондовом варианте (МНК) и гидродинамический (ГДК) каротаж, отбор проб пластовых флюидов (ОПК) и образцов керна (СКО) приборами на кабеле.

Отметим основные моменты, определяющие особенности данной работы: 1) существенное влияние глинистости на петрофизические связи, что в отличие от ранее выполненных работ [4] не позволяет его не учитывать; 2) малая мощность пластов-коллекторов (до 0,6 м и менее) осложняет оценку их истинных физических свойств; 3) неблагоприятные условия вскрытия — высокая минерализация промывочной жидкости, отсутствие глинистых корок, кавернообразование на стенках скважины; 4) большой вынос керна и почти полный комплекс методов ГИС.

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин осуществлялось по результатам комплекса прямых качественных и косвенных количественных признаков и данных ГДК.

При существующей технологии бурения (из-за низкой коллоидальной способности ГГМ раствора) в большинстве случаев шламовая корка отсутствует, поэтому этот качественный признак практически не использовался. Радиальный градиент сопротивлений фиксировался по комплексу зондов электрокаротажа (БКЗ, БК, БМК). Особенно наглядно проникновение фиксируется на кривых БК, БМК, зарегистрированных в пластах с подвижными УВ (рис. 1).

В водонасыщенных пластах радиальный градиент сопротивлений практически не фиксируется из-за малого различия сопротивлений фильтрата и пластовой воды .

Не всегда есть качественные признаки нефтегазонасыщенных коллекторов. Это связано, по-видимому, с глубокими зонами проникновения. Поэтому потребовалось использование косвенных количественных критериев, основанных на граничных значениях параметров, для разделения пластов на классы: коллектор-неколлектор, нефть-газ-вода.

Исследовались граничные значения по геофизическим параметрам, пористости, глинистости. При построении интегральных кривых распределения наблюдается значительная неопределенность, связанная в первую очередь с влиянием глинистости. Один из основных косвенных критериев для выделения коллекторов — относительная глинистость , где Кгл — объемная глинистость; Кп — пористость. Ее граничные значения устанавливались несколькими независимыми способами отдельно для газо- и нефтенасыщенных пластов: а) по результатам гидродинамических исследований в процессе испытания; б) сопоставлением кумулятивных кривых распределения пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности по объектам, давшим приток и «сухим»; в) по результатам петрофизических исследований на основе сопоставления пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и относительной глинистости с эффективными пористостью и проницаемостью.

По данным гидродинамических исследований в процессе опробования газовых объектов установлена корреляционная связь удельной продуктивности с проницаемостью:. По полученной связи граничное значение проницаемости для газонасыщенных пластов равно 0,42*10 -3 мкм 2 (рис. 2, а). По данным испытания пластов оценено граничное значение глинистости, в результате чего объекты достаточно уверенно могут быть разделены на два класса: коллекторы и неколлекторы (рис. 2, б).

Сопоставлением кумулятивных кривых распределения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности по коллекторам и неколлекторам установлены их граничные значения и диапазоны неоднозначности (рис. 2, в). Эффективная пористость определяется: , где — остаточная нефтенасыщенность.

При сопоставлении с Кп, Кпр, за абсолютно нижний предел коллекторов принимают значения Кпр, Кпр, при =0.

Например, для газонасыщенных коллекторов из полученных петрофизических связей при . Как приведено в [4], в действительности невозможно установить абсолютные границы коллекторов вследствие отсутствия средств, позволяющих ощутить движение флюидов при и , стремящихся к 0. Экспериментально показано, что значение в диапазоне изменения от 100 до 70-80 % резко увеличивается. Такому содержанию (70-80 %) остаточной воды соответствует эффективная пористость, равная 1 -1,5 %, которая принимается за реально ощутимую границу коллектора.

Отметим также, что нас интересуют не абсолютно нижний предел коллектора, а значения коллекторских свойств, связанные с минимальным рентабельным дебитом. Рекомендуемые граничные значения приведены в таблице.

Определение Кп осуществляется по комплексу методов ГИС, так как относительная сложность литологического состава изучаемых коллекторов, сложные геолого-технические условия проведения ГИС не позволяют использовать какой-либо один метод.

Глинистость в основном оценивается по связи двойного разностного параметра . Пористость определяется как по отдельным методам — АК (рис 3, а), ГГКП (рис 3,б), ЭК (рис 3, г), так и комплексу (рис 3, в). Учет глинистости при определении пористости необходим, так как свойства глинисто-железистого цемента (гидрослюды и гидроокислы железа) существенно отличаются от кварцевого скелета.

Отметим, что приведенные палеточные зависимости представляют собой многомерные петрофизические связи, полученные на представительном керновом материале.

Глинистость в основном оценивается по двойному разностному параметру из выражения:

Связи интервального времени в пластовых условиях , плотности , относительного сопротивления Рп с пористостью и глинистостью (см. рис. 3) описываются выражениями вида

В связи со значительным влиянием глинистости вышеприведенные зависимости, будучи изображенными на плоскости (см. рис. 3), образуют область значений. В трехмерном пространстве эти связи близки к функциональным, имеют r > 0,8 с низкой дисперсией. По существу, каждому значению Кгл (шифр кривых на рис. 3) соответствует своя двухмерная связь.

Средний вынос керна по скважинам Собинской площади довольно высокий (70-80 %). И, на первый взгляд, это создает основу для определения Кп по керну. Однако снижение выноса керна наблюдается именно в коллекторах и именно они оказываются недостаточно охарактеризованными керном. К тому же наиболее пористые, проницаемые разности совсем не выносятся. Это подтверждается отбором образцов керна приборами на кабеле в нескольких скважинах. С помощью сверлящего керноотборника (СКО) взяты образцы с пористостью 25-28 %. По керну же, отобранному в процессе бурения, пористость не превышает 20-21 %.

Сопоставление значений пористости, определенной по керну и ГИС, по всем пластам Собинского месторождения свидетельствует о занижении ее величин, определенной по керну (рис. 3, д). В соответствии с [2, 3] нами качественно и количественно была подтверждена гипотеза о зависимости выноса керна от пористости. Для выбранных интервалов составлена таблица, в которой указан размер каждого долбления в метрах и вынос керна (в метрах и процентах). При этом порядковый номер долбления ставится соответственно ранжированному ряду значений Кп. Затем был построен график зависимости суммарного выноса керна от суммарной длины долбления. Постоянному выносу керна в процентах на графике соответствует прямая, имеющая фиксированный наклон к оси абсцисс. Стрелками на рис. 3, е показаны значения пористости, приходящиеся на ту или иную точку. Колебания наклона линии фактического выноса керна свидетельствуют об изменении процента выноса керна в зависимости от изменения Кп.

Из рис 3, е следует, что с увеличением Кп вынос керна закономерно падает. Практически не выносятся образцы с пористостью более 20-25 %, хотя СКО отобраны образцы с пористостью 27 % и более.

Определение характера насыщенности пластов-коллекторов и местоположений контактов между пластовыми флюидами осуществлялось также по комплексу методов ГИС. Основным параметром служит УЭС пород, определенное по данным измерения различными зондами электрического и электромагнитного каротажа (БКЗ, ИК, БК, БМК). Из-за малой мощности пластов-коллекторов наиболее широко использовались методы БМК и БК. Близость сопротивлений фильтрата () и пластовой воды дает значительное расхождение между и , свидетельствует о насыщении пласта нефтью или газом. Однако в случае довольно глубоких зон проникновения в высокопроницаемых коллекторах (наиболее часто это проявляется в пластах ВН- I , ВН- II ) показания БК и БМК могут быть очень низкими и совпадать, несмотря на наличие промышленных притоков нефти и газа. Поэтому для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались результаты количественной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК и данные ОПК.

Оценка по результатам исследования ОПК производилась по количеству и составу отобранных проб жидкостей и газов. К газонасыщенным коллекторам относились интервалы пород, из которых отбирались объемы газа, в 15-20 раз превышающие объемы измерительного баллона. Коллектор признавался нефтенасыщенным при содержании в пробах более одного литра нефти и менее 15-20 объемов измерительного баллона газа. При наличии в пробах пластовой воды и содержании газа менее 10 объемов измерительного баллона, интервал относился к водонасыщенному. В ряде скважин характер насыщенности оценивался с привлечением сведений о суммарном содержании УВ в газовоздушной смеси и их компонентном составе [1] (метан, пропан, бутан и т. д.).

Обоснование контактов осуществлялось с привлечением данных испытаний в открытом стволе и колонне, данных прямых (ОПК, ГДК), электрических (БКЗ, БК) и электромагнитных (ИК, ДК) методов.

Определение Кнг коллекторов производилось с использованием статистической зависимости параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв(рис. 4, а). Как известно, , где — сопротивление пласта при 100 %-ном водонасыщении.

Относительное сопротивление оценивалось по полученной связи (см. рис. 3, г) без учета глинистости; теснота связи P п= f (Кп) значительно уменьшается, так как глинистость пород ванаварской свиты является структурным компонентом и влияет на извилистость токопроводящих каналов. С ростом Кгл их величина увеличивается и, вследствие этого в случае 100 %-ной водонасыщенности пластов при одинаковой пористости сопротивление пород возрастает.

Вопросы определения истинного удельного сопротивления незатронутой проникновением части пласта требовали детального обоснования. В связи с высокой минерализацией промывочной жидкости, малой мощностью пластов-коллекторов предпочтительнее использование зондов БК для оценки. Но в пластах с проникновением (где необходимо использовать трехслойную модель среды) для оценки сопротивления зоны проникновения и диаметра ( D ) зоны проникновения и необходимо использовать комплекс зондов электрокаротажа, так как по отдельным зондам провести определение сопротивлений невозможно.

Установлено, что зона проникновения в продуктивных пластах ВН- I , BH — I V в большинстве случаев не превышает 2-4 dc . Исключение составляет пласт ВН- II , где проникновение >=4 dc . Поэтому, а также в связи с высокими значениями , малым различием и сопротивлений вмещающих аргиллитов, неглубокими зонами проникновения часто возможна интерпретация по двухслойным палеткам БКЗ бесконечной мощности. Результаты определения , хорошо согласуются между собой (см. рис. 4, б), что, с одной стороны, свидетельствует о достоверности их определения, а с другой — о возможности использования для этой цели БК. В скважинах, пробуренных на ВИЭР, было определено с использованием ИК, ДК. При этом, в частности, был подтвержден факт о фильтрации водной фазы ВИЭР в наиболее проницаемые пропластки.

Была проведена оценка по петрофизической связи , с предварительным определением Кгл, Кп по ГИС. Точки хорошо согласуются с зависимостью Рн = f (Кв), полученной в лабораторных условиях, что говорит о том, что пласты-коллекторы находятся в зоне предельного нефтегазонасыщения (рис. 4, в), а также о достоверности используемых при подсчете запасов, параметров. Это подтверждается сопоставлением с (рис. 4, г).

Таким образом, в сложных геолого-технических условиях использование широкого комплекса методов ГИС, имеющего достаточное петрофизическое обоснование, позволило разработать способы определения подсчетных параметров. Запасы УВ по Собинскому месторождению рассмотрены ГКЗ СССР и утверждены практически в представленном авторами варианте.

1. Бродский П.А., Фионов А.И., Тальнов В.Б. Опробование пластов приборами на кабеле.- М.: Недра.- 1984.

2. Демушкин Ю.И., Ингерман В.Г. Оценка представительности выноса керна / Нефть и газ Тюмени.-Вып. 12.- 1971.-С. 73-76.

3. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин.- М.: Недра.- 1981.

4. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях.- М.: Недра.- 1983.

Таблица Р екомендуемые граничные значения параметров для выделения коллекторов ванаварской свиты Собинского месторождения

geolib.ru

Коллекторов и определение характера их насыщения;

Литологическое расчленение разрезов скважин, выделение

Пермь 2015

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Www.m-economy.ru

Бгашев Максим Вадимович

Учебно-методическое пособие по дисциплине

Подписано в печать Формат 60х84/16

Бумага офсетная. Гарнитура Таймс.

Усл. печ. л. 9,0. Тираж 100 экз. Заказ

Издательство «Научная книга»

410054 г. Саратов, ул. Б. Садовая, д. 127

Типография АВП «Саратовский Источник»

г. Саратов, ул. Университетская, 42, оф.106

к выполнению контрольной работы для студентов БНГС

очного и заочного обучения

Контрольная работа по дисциплине «Геофизические методы исследования скважин (ГИС)» в соответствии с учебным планом выполняется с целью закрепления теоретических знаний и приобретения опыта использования этих знаний при решении практических задач комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин.

В настоящих методических указаниях по выполнению контрольной работы излагаются сведения о литологическом расчленении разреза отдельно взятой скважины и об определении параметров продуктивных пластов-коллекторов наиболее востребованных при подсчёте запасов нефти и газа и геологическом моделировании залежей углеводородного сырья.

Студенты, при выполнении контрольной работы, должны самостоятельно провести комплексную (качественную и количественную) обработку каротажных диаграмм, отразить основные этапы интерпретации по конкретному объекту исследований:

1. Литологическое расчленение разреза по данным ГИС, определение мощности и границ выделяемых пластов горных пород и составление литолого-стратиграфической колонки.

2. Определение критериев разделения горных пород на коллекторы и неколлекторы, а пластов-коллекторов – на нефтеносные и водоносные.

3. Выделение пластов-коллекторов и определение характера их насыщения.

4. Определение коэффициентов пористости Кп терригенных и карбонатных пластов-коллекторов по каротажным диаграммам.

5. Определение кажущегося удельного электрического сопротивления (КС).

6. Определение коэффициента нефтенасыщенности Кн.

Для изучения литологического состава пород используется большинство существующих методов ГИС в различных сочетаниях. Оптимальный комплекс ГИС выбирается в зависимости от конкретных геологических условий разреза. Это связано с тем, что каждый из методов ГИС обладает разной эффективностью при «узнавании» той или иной литологической разновидности пород. Классификация осадочных горных пород основывается на различии их физических и химических свойств. Исследования разрезов скважин по материалам ГИС также базируются на различии физических свойств пород, которые, однако, нельзя отождествлять с физическими параметрами пород (удельным электрическим сопротивлением, естественной радиоактивностью и пр.). При геологической интерпретации особое значение имеют не абсолютные величины тех или иных параметров, а их соотношения. Методика литологического расчленения наиболее типичных разрезов – терригенного и карбонатного – имеет некоторые различия.

Терригенный разрез.Литологическое расчленение разреза по данным ГИС проводят в два этапа: сначала разделяют породы на коллекторы и неколлекторы, а затем среди коллекторов и неколлекторов выделяют отдельные литологические разности. В терригенном разрезе неколлекторы делятся на глинистые и на все прочие вмещающие породы. По данным ГИС безошибочно можно определить только группу глинистых пород (собственно глины, аргиллиты, глинистые сланцы). Все эти породы характеризуются увеличением диаметра скважины (КВ) по сравнению с номинальным, низким кажущимся удельным электрическим сопротивлением (КС), наиболее высокими показаниями ПС и ГК, низкими показаниями НГК и микрозондов (МПЗ и МГЗ).

Песчано-алевролитовые коллекторы выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы. Против чистых коллекторов наблюдается следующее: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин; минимальная активность по кривой ГК и образование глинистой корки и сужение диаметра скважины на кавернограмме. Следует отметить, что признаками коллектора является также положительное превышение показаний МПЗ над МГЗ (рис. 1).

Рис. 1. Литологическое расчленение терригенного разреза и выделение

коллекторов по данным ГИС: 1 – песчаник, 2 – алевролит, 3 – аргиллит,

4 – нефтенасыщенный коллектор, 5 – водонасыщенный коллектор. Заштрихованные участки: на кавернограмме – признаки коллектора (уменьшение диаметра скважины) и глинистых

пород (увеличение диаметра скважины); на кривой микрокаротажа – признаки коллектора (положительное превышение показаний МПЗ над МГЗ)

Карбонатный разрез.При расчленении карбонатного разреза по данным ГИС сначала выделяют межзерновые коллекторы, а в остальной части разреза проводят литологическое расчленение с выделением сложных коллекторов. Глины хорошо выделяются по диаграммам ГИС, как и в терригенном разрезе. Мергели отмечаются повышенными значениями КС, более высокими, чем глины, но меньшими, чем известняки и доломиты. На диаграммах НГК мергелям отвечают промежуточные показания, а на кавернограмме – обычно показания номинального диаметра скважины.

Максимальные значения сопротивления свойственны плотным карбонатным породам; более низкие значения сопротивления – пористым и проницаемым разностям. Естественная радиоактивность в чистых известняках и доломитах минимальна и возрастает с повышением глинистости этих пород. Показания НГК против плотных пород максимальные, против высокопористых и кавернозных пород существенно понижены. Глинистые карбонатные породы также отмечаются низкими значениями НГК. Отличить их от пористых пород удается путем сопоставления диаграмм НГК с диаграммами ГК и ПС, на которых глинистые породы четко отображаются. В плотных карбонатах диаметр скважины соответствует номинальному, в глинистых разностях и в кавернозных породах отмечается его увеличение, против пористых пород наблюдается образование глинистой корки (рис. 2).

Рис.2. Характеристика различных горных пород по конфигурации кривых ГИС.

1 – соль; 2 – ангидрит; 3 – известняк или доломит плотный; 4 – известняк или доломит глинистые; 5 – глинистая порода; 6 – песчаник; 7 – нефтенасыщенный коллектор

В зависимости от структуры порового пространства и условий фильтрации карбонатные коллекторы можно условно разделить на два типа: гранулярные (с межзерновой пористостью) и трещинные (трещинные, кавернозные и смешанного типа). Гранулярные карбонатные коллекторы имеют такую же геофизическую характеристику, как и песчаные. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди последних высокопористых разностей.

Оценка характера насыщения коллекторовсводится к разделению кол-лекторов на нефтеносные и водоносные. В наиболее простом случае водоносные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтегазоносные – высокое. Надежное определение rп по диаграммам КС с помощью палеток БКЗ возможно лишь для достаточно мощных и однородных объектов. В упрощенном варианте удельное сопротивление определяется по стандартному электрозонду. В нашем случае границу нефть–вода в терригенных коллекторах условно принимают равной 10 Ом·м. Оценить характер насыщения карбонатных коллекторов по данным электрометодов затруднительно. Приблизительно определить характер насыщения можно по показаниям больших градиент-зондов.

Результаты литолого-стратиграфического расчленения обычно изображаются в виде литолого-стратиграфической колонки. Результаты выделения коллекторов по конкретной скважине в качестве примера приводятся в табл. 1.

studopedia.su

Смотрите так же:

  • Икц экспертиза Организация АНО ИКЦ "ЭКСПЕРТИЗА И СЕРТИФИКАЦИЯ" Адрес: МОСКОВСКАЯ ОБЛ.,Г ЩЕРБИНКА,УЛ ПЕРВОМАЙСКАЯ, Д 6 Юридический адрес: 142172, г Москва, Новомосковский административный округ, поселение Щербинка, ул Первомайская, д 6 ОКФС: 16 - […]
  • Правил еэк оон 14 Правила ЕЭК ООН N 14 "Единообразные предписания, касающиеся официального утверждения транспортных средств в отношении креплений ремней безопасности, систем креплений ISOFIX и креплений верхнего страховочного троса ISOFIX" (с изменениями и […]
  • Прокладки впускного коллектора мазда 3 16 Мазда 3 клуб (Mazda 3 .ru) кто менял прокладки впускного коллектора н. Нравится Не нравится ГОША19740316 05 июн 2013 Всем привет!Кто может менял прокладки подскажите ! Модифицированные прокладки нужно 4 штуки по ссылке : Прокладки […]
  • Обмен квартир менее 3 лет в собственности Оплата НДФЛ при продаже квартиры менее 5 лет в собственности, приобретенной по договору обмена 2,5 года назад был произведен обмен квартиры А на квартиру Б с доплатой в 1 млн. руб. Стоимость квартир в договоре обмена не указана, только […]
  • Если у мужа долг по алиментам У мужа большой долг по алиментам, а на него не заводят уголовное дело Первым делом вам нужно отправить судебным приставам требование о проверке перечисления алиментов из организации, где работает ваш муж. Требование отправлять нужно с […]
  • Работа помощник юриста в калининграде Работа, вакансии - Юрист, Калининград Уточните свой поиск Юрисконсульт (0.5 ставки) ФГБНУ "АтлантНИРО" - Калининград * осуществление работы по рассмотрению писем, обращений, жалоб граждан и организаций; * участие в подготовке заключений […]

Обсуждение закрыто.