Способы выделения коллекторов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Геофизические методы исследования скважин»

пояснительная записка к курсовой работе

по дисциплине «Петрофизика»

Способы выделения коллекторов

Студент гр. ГФ-12 Хузина Е.И.

Руководитель Шишлова Л.М.

Уфа 2014

Введение

В интервалах, перспективных на нефть и газ, проводят детальные электрические исследования, включающие боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ), микрокаротаж обычными зондами и боковой микрокаротаж (БМК). По ним определяются интересующие нас параметры пласта.

1. Выделение коллекторов по данным различных методов

Коллектором считается порода, способная вмещать нефть, газ или воду, принимать или отдавать флюид при заданном перепаде давления в системе скважина-пласт.

Терригенный разрез может содержать коллекторы межзерновые, трещинные и смешанные - трещинно-межзерновые. Основная часть открытых залежей нефти и газа связана с межзерновыми коллекторами. Основные данные по выделению и изучению коллекторов геофизическими методами накоплены для межзерновых коллекторов, пройденных скважиной при использовании пресных глинистых ПЖ. Коллекторы отличаются от вмещающих пород проницаемостью, пористостью и глинистостью, что и является предпосылкой для выделения их геофизическими методами.

Наибольшей информативностью и достоверностью при выделении пластов-коллекторов, обладают прямые методы исследования пласта ОПК и ГДК. Факт получения из пласта флюида в любом количестве и измерения пластового давления аппаратурой ОПК и ГДК является прямым доказательством наличия коллектора независимо от геофизической характеристики пласта. К сожалению, прямые исследования применяются редко. Поэтому на практике используют комплекс качественных (прямых и косвенных) признаков и количественных критериев.

1.1 Прямые качественные признаки

Прямые признаки указывают на возможность фильтрации в порах коллектора воды, нефти, газа и фильтрата ПЖ. Основные признаки коллектора межзернового типа, вскрываемого при бурении на пресной глинистой ПЖ (фильтрат ПЖ менее минерализован, чем пластовая вода) с репрессией на пласт (гидростатическое давление столба жидкости в скважине выше пластового давления), следующие:

1) сужение диаметра скважины d_с по сравнению с номинальным d_н (диаметр долота), фиксируемое на кавернограмме;

2) наличие положительных приращений на диаграмме микрозондов (показания микропотенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда) при невысоких значениях их показаний;

3) наличие радиального градиента удельного сопротивления, устанавливаемое по удельному сопротивлению породы, определенному по диаграммам электрических методов с различным радиусом исследования;

4) изменение во времени показаний различных геофизических методов, отражающее формирование во времени зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в коллектор.

Наличие глинистой корки. Сужение диаметра указывает на наличие глинистой корки на стенке скважины против исследуемого пласта, что является признаком коллектора. Наличие корки не является признаком коллектора в следующих случаях: а) против тонких плотных прослоев, расположенных в мощном пласте-коллекторе; глинизация стенки скважины происходит благодаря «размазыванию» корки, образовавшейся в коллекторе выше и ниже прослоев, при спускоподъемных операциях, в процессе бурения; б) в призабойной зоне ствола скважины, вскрывшей неколлекторы, где сужение диаметра скважины может быть вызвано осаждением частиц шлама; в) в любых участках разреза, не являющихся коллектором, где образуются сальники, обусловленные низким качеством глинистого раствора или неудовлетворительной подготовкой скважины к промыслово-геофизическим исследованиям.

Наличие положительных приращений на диаграмме микрозондов (МК) обусловлено наличием глинистой корки. Поэтому этот признак является надежным в той мере, в какой надежен признак наличия корки.

Изменение удельного электрического сопротивления пород в радиальном направлении обусловлено проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт и поэтому является однозначным признаком коллектора. Устанавливается сравнением показаний однотипных зондов с различным радиусом исследования (БКЗ, ВИКИЗ, ИКЗ, многозондовые установки БК) или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов МБК-БК-ИК.

При бурении на промывочной жидкости с высокой водоотдачей и проведении каротажа через большой промежуток времени после вскрытия пластов могут образовываться очень глубокие зоны проникновения. В таких случаях, радиальный градиент может быть вообще не зафиксирован. Подобная картина наблюдается также в случаях нейтрального проникновения. Поэтому наличие градиента является качественным признаком коллектора, но отсутствие радиального градиента сопротивлений по данным ГИС, полученным при статических скважинных условиях, не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам.

1.2 Косвенные качественные признаки

Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. Они отражают присутствие, но не движение в исследуемой породе свободных флюидов. К этим признакам относятся:

1) аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление промывочной жидкости больше сопротивления пластовой воды, и положительные при их обратном соотношении);

2) низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК).

1.3 Выделение коллекторов по количественным критериям

При отсутствии одного из этих признаков коллекторов, что может быть обусловлено технологией бурения и проведения геофизических работ, для выделения коллекторов привлекаются количественные признаки. К ним относятся критические (граничные) значения проницаемости, пористости, эффективной пористости, глинистости и геофизических параметров, отражающих изменение k_n и k_np. Выделение коллекторов проводят сравнением измеренных значений фильтрационно-емкостных или геофизических характеристик с найденными граничными значениями.

1.3.1 Универсальный способ определения коллекторов.

1. Ков+Конг=1 неколлектор.

2. Ков+Конг<1 может быть коллектором.

3. Кв=Ков продуктивный коллектор.

4. Кв>>Ков водоносный коллектор.

1.3.2 Относительная глинистость

При относительной глинистости 0,3-0,6 порода не является коллектором. Hгл изменяется от района к району и зависит от степени метаморфизма пород (молодые терригенные глинистые отложения Северного Кавказа - 0,3-0,4; продуктивные пласты Мангышлака, Западной Сибири и Волго-Уральской провинции - 0,4-0,5; глубоко залегающие коллектора Днепровско-Донецкой области - 0,5-0,6).

1.3.3 Сопоставление пс и hгл

В среднем для коллекторов с рассеянной глинистой пс равно 0,4-0,5. Коллектора со слоистой глинистостью - 0,2-0,3.

Но корректно пользоваться петрофизической зависимостью пс=f(hгл).

1.3.4 Зависимость Кпр=f(Кп)

Согласно классификации пород по Кпр известно, что Кпр гр = 0,1 мД для карбонатных коллекторов и Кпр гр = 1 мД для терригенных.

Согласно Козяру В.Ф. и Яценко Г.Г. для газонасыщенных карбонатных коллекторов коллекторов Кпр<1 мД при Кп=3-8%.

Кпр гр = 0,4-2 мД при Кп=4-5% для нефетенасыщенных доломитов и при Кп=6-8% для нефтенасыщенных известняков.

Согласно Вендельштейну и Золоевой для неглинистых терригенных коллекторов Кпр гр составляет 1-5 мД для газонасыщенных и 2-10 для нефтенасыщенных коллекторов.

Для нефтенасыщенных девонских песчаников Урало-Поволжья Кп гр составляет 10-12% а для песчаников нижнего карбона 12-17%.

2. Удельное электрическое сопротивление горных пород

За величину удельного электрического сопротивления с (УЭС) горной породы принимают сопротивление куба породы с ребром 1 м, которое измеряется в омметрах (Ом·м).

с = R*S/l,

где R ? омическое сопротивление, S ? поперечное сечение и l ? длина проводника. Величина, обратная удельному сопротивлению, ? удельная электрическая проводимость у=1/с, измеряется в См/м.

Сопротивление осадочных горных пород определяется сопротивлением породообразующих минералов и заполнителя пустотного пространства (нефть, газ, пластовая вода). Сопротивление породообразующих минералов бесконечно велико, например, для кварца составляет 1012-1014 Ом·м. Сопротивление нефти и газа также очень велико. Поэтому проводником тока в осадочных горных породах является пластовая вода.

2.1 Удельное электрическое сопротивление водоносыщенных пород

Сопротивление водонасыщенных пород с_вп зависит от минерализации (сопротивления с_в) пластовой воды и параметров токопроводящих путей: величины пористости (k_п) и структуры порового пространства (структурный коэффициент F):

С_вп = f (с_в, k_п, F).

Для характеристики водонасыщенных пород кроме сопротивления с_вп используется параметр пористости (коэффициент относительного сопротивления): С_п = с_вп/с_в

Этот параметр, в отличие от сопротивления породы не зависит от минерализации воды, а определяется величиной пористости и структурой пустотного пространства

С_п = а/k_п^m,

где а - коэффициент, постоянный для данных отложений и изменяющийся в пределах 0,4 - 1,4; m - зависит от формы пустотного пространства, меняется от 1,3 до 2,5. Обычно для чистых гранулярных коллекторов с пористостью около 22% принимают С_п = 1/k_п^2.

2.2 Удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенных пород

Сопротивление нефти 109 - 1016 Ом·м, поэтому сопротивление нефтенасыщенной породы зависит от количества, минерализации и формы залегания связанной воды. По минерализации связанная вода близка к пластовой воде. Количество нефти и связанной воды в поровом пространстве характеризуется коэффициентами нефтенасыщенности (k_н) и водонасыщенности (k_в), k_в=1-k_н. Следовательно, сопротивление нефтеносного пласта во многом определяется коэффициентом водонасыщенности.

Для характеристики продуктивных коллекторов используется параметр насыщения (коэффициент увеличения сопротивления): С_н = с_нп /с_вп, где с_нп - сопротивление нефтенасыщенной породы, с_вп - сопротивление той же породы, если бы она была водонасыщенной.

Параметр насыщения зависит от коэффициента водонасыщенности С_н = b/k_в^n, где b - коэффициент постоянный для данного типа коллектора, n - определяется степенью смачиваемости скелета породы (формой залегания связанной воды), если степень смачиваемости коллектора не известна, то n принимается равным двум.

Сопротивление нефтенасыщенной породы можно выразить следующим образом (формула Арчи-Дахнова):

с_нп = С_п С_нс_в = аbс_в/k_п^m k_вⁿ

Ввиду высокого содержания в глинах связанной воды, глинистость влияет на сопротивление коллекторов. В случае водоносного коллектора сопротивление двойного электрического слоя равно сопротивлению пластовой воды и рассеянная глинистость (пелитовая фракция) выступает в качестве заполнителя пустотного пространства, то есть ее влияние эквивалентно уменьшению пористости и, соответственно, сопротивление глинистых водоносных коллекторов будет больше по сравнению с чистыми коллекторами. С увеличением глинистости нефтеносного коллектора увеличивается количество связанной воды, двойной электрический слой пелитовой фракции выступает в качестве проводника тока. Поэтому сопротивление глинистого нефтеносного коллектора по сравнению с чистым нефтеносным коллектором уменьшается.

Сопротивление глин и аргиллитов составляет от 2-3 до 6-7 Ом·м соответственно. Сопротивление плотных разностей может достигать сотни и тысячи Ом·м.

3. Выделение коллекторов по количественным критериям

1. В первом приближении оценить Кп.гр. можно пользуясь зависимостью Кпр = f(Кп).

Рис. 1.1 Влияние размера зерен на связь между проницаемостью и пористостью

коллектор сопротивление проницаемость пористость

Рис. 1.2 Типичные зависимости проницаемость-пористость для различных типов пород

Рис. 1.3 Зависимость Кпр от Кп

Пласты сложены в разной степени глинистыми мелкозернистыми и среднезернистыми песчаниками.

Рис. 1.4 Связь проницаемость-пористость для мелкозернистого хорошо сортированного песчаника в зависимости от типа присутствующих в нем глинистых минералов

Как видно из графика, осадочные породы загрязнены глинистым материалом (хлорит, каолинит, гидрослюды).

Рис. 1.5 Условная классификация образцов по соотношению типов пустотного пространства для карбонатных пород

По данной классификации преобладает наличие порово-кавернового типа пустотного пространства.

Рис. 1.6 Зависимость Рп от Кп

а=1,482; b=-0,2609; тогда уравнение зависимости имеет вид:

Рп=-0,2609/Кп^1,482.

Разбор образцов.

Рис. 2.1 Образец №1

К пр=1.773, значит порода слабопроницаемая по Доналдсону и качество коллектора удовлетворительное. Преимущественно глинистый песчаник по структурному коэффициенту. Может являться коллектором.

Рис. 2.2 Образец №2

По Кпр среднепроницаемый коллектор удовлетворительного качества.

Порода преимущественно глинистая.

Рис. 2.3 образец № 3

При Кп=11,8% для песчаников. Кпр гр = 1-5 мд. При Кпр = 1 мД это условие выполняется. Пласт - газонасыщенный коллектор.

Рис. 2.4 Образец №4.

При Кп= 23% При Кп=13,07% для песчаников Кпр гр = 1-10 мД. При Кпр = 4 мД это условие выполняется. Пласт - нефтегазонасыщенный коллектор.

Рис. 2.5

При Кп=23,8% и Кпр 1,469 для песчаников ( глинистый среднесортированый песчаник) потенциально является газонасыщенным коллектором.

Рис. 2.6 образец № 6

При Кп=11,8% для песчаников. Кпр гр = 1-5 мд. При Кпр = 1 мД это условие выполняется. Средний по коллекторским свойствам пласт - газонасыщенный коллектор.

Список литературы

1. Доналдсон. Петрофизика под ред. Петерсилье В.И., Былевского В.А., Москва.

2. В. М. Добрынин, Б. Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н.Африкян. Промысловая геофизика: Учебник для вузов. М: Изд. «Нефть и газ», 2004.

Размещено на Allbest.ru