Геологическое строение месторождения

Величину к_п рассчитывают, зная плотность минерального скелета породы д_ск, жидкости (или газа) д_ж, насыщающей поры открытые и закрытые), и породы в целом д_п:

(3.3)

Общая пористость характеризуется коэффициентом открытая коэффициентом к_по, закрытая -- коэффициентом к_пз:

k_п=(д_ск-д_п)/(д_ск - д_ж), (3.4)

где д_п - плотность породы, полученная по диаграмме гамма-гамма каротажа;

д_ск - минеральная плотность скелета породы (для песчаников - 2,65г/см³), определяемая по литологическим данным разреза или по результатам комплексной интерпретации НГК и ГГК;

д_ж - плотность жидкости заполняющей поровое пространство породы.

Определение объемной плотности по диаграммам ГГМ.

Коэффициент пористости нефтегазоносного коллектора характеризует его емкость. Разработаны геофизические способы определения коэффициента пористости в условиях естественного залегания коллектора, основанные на индивидуальной интерпретации диаграмм отдельных методов и на комплексной интерпретации данных нескольких геофизических методов. Наиболее широко применяются следующие способы определения коэффициентов: 1) общей пористости по данным нейтронного гамма-метода (с учетом глинистости по диаграммам гамма-метода) и гамма-гамма- метода (рассеянного гамма-излучения); 2) открытой пористости по данным метода сопротивлений (с учетом глинистости по диаграммам собственных потенциалов) и по диаграммам собственных потенциалов (в глинистых терригенных коллекторах); 3) общей или открытой (в зависимости от типа коллектора) пористости по данным акустического метода.

Определение межзерновой пористости. Результаты исследований методом сопротивлений используют в основном для определения коэффициента межзерновой пористости гранулярных карбонатных и терригенных коллекторов.

Определение k_п по электрическому удельному сопротивлению породы сводится к выполнению следующих операций: а) получению экспериментальной зависимости Р_п = ѓ(k_п) для изучаемого геологического объекта или выбору одной из известных зависимостей, наиболее соответствующих данному объекту; б) установлению электрического удельного сопротивления породы, полностью насыщенной водой, и электрического удельного сопротивления воды, насыщающей породу в зоне исследования геофизическим методом; в) расчету параметра Р_п и получению соответствующего ему значения k_п с учетом глинистости породы и термобарических условий естественного залегания.

Рисунок 3.3 Зависимости параметра пористости Р_и от коэффициента пористости А,,, рассчитанные по формуле (II.7) для различных значении т (шифр кривых)

3.4 Оценка пористости коллекторов

Различают способы определения k_п, основанные на использовании электрического удельного сопротивления: 1) р_ЕП неизмененной части водоносного коллектора в законтурной части нефтяной или газовой залежи; 2) р_пп промытой зоны продуктивного коллектора; 3) р_зп зоны проникновения продуктивного коллектора.

Установление коэффициента пористости по электрическому удельному сопротивлению коллектора за контуром залежи заключается в определении k_п, такой способ используют в тех случаях, когда геолого-геофизическая информация о пористости коллектора в пределах нефтяной или газовой залежи недостаточна. Определение k_п по с_пп сводится к следующему.

1) В водоносном пласте, соответствующем законтурной части продуктивного горизонта, получают с_пп по диаграммам бокового электрического зондирования или индукционного метода.

2) Определяют удельное сопротивление с_в пластовой воды одним из следующих способов.

а)непосредственно измеряют с_н на пробе пластовой воды, полученной в скважине после перфорации, испытания трубным испытателем пластов или опробователем на кабеле (при расчетах измеренную на поверхности величину с_в необходимо привести к пластовой температуре).

б)рассчитывают с_п на основании результатов химического анализа пластовой воды.

В упрощенном варианте вычисляют суммарную минерализацию воды С_вУ с учетом всех катионов и анионов в грамм-эквивалентной форме. По графикам с_в=f (С_вУ) при различных значениях t=const для растворов NaСl определяют величину с_в, соответствующую вычисленной минерализации С_вУ и пластовой температуре (рисунок 3.4). Более точное значение с_в (в Ом•м) раствора нескольких солей рассчитывают по формуле

(3.5)

где с_i -- эквивалентная концентрация i-й соли, г•экв/л; A_iУ -- эквивалентная электропроводность (в См/см) раствора i-й соли, соответствующая суммарной эквивалентной концентрации с_У солей в растворе.

Зависимости A_iУ=f (с_в) при t = 20° С для наиболее распространенных солей пластовых вод нефтяных и газовых месторождений приведены. Величину A_iУ определяют по кривой соответствующего электролита для заданной концентрации

(3.6)

Вычислив значение с_в20, значение с_вт, для t пласта находят по номограмме

в) определяют с_в по диаграмме собственной поляризации

3) Рассчитывают величину Р_п. Определив Р_п по соответствующей зависимости Р_п = f (k_п) или зависимости (рисунок 3.4), находят k_п.

Оценка коэффициента пористости по электрическому удельному сопротивлению промытой зоны. Этим способом определяют коэффициент пористости продуктивных межзерновых коллекторов, 74 терригенных и карбонатных, с проницаемостью более 100--200 мД. Последовательность операций при реализации этого способа следующая.

1) По данным микроэлектрических методов находят с_пп. Предпочтительнее получение с_пп по диаграмме микробокового метода (МБК). Диаграммы микрозондов обычной конструкции можно воспользоваться лишь для оценки удельного сопротивления с_пп и соответствующего ему значения k_п при отсутствии диаграмм МБК и микрозондов. Если толщина глинистой корки h_гк <1 см, принимают с_пп = с_к^БМК определяя с_пп непосредственно по диаграмме МБК. Если h_гк > 1 см, величину с_пп находят по специальным палеткам.

Рисунок 3.5 Зависимости электрического удельного сопротивления с_ф от с_р

В данном случае пористость рассчитывалась по формулам:

(3.7)

где -коэффициент пористости по ГГК-п; плотность скелета породы.-плотность снятая с диаграмм ГГК-п,против интерпретируемого пласта.-плотность жидкости, заполняющей поры породы.

(3.8)

где -коэффициент пористости по АК,-интервальное время,снятое с диаграммы АК,против интерпретируемого пласта,-интервальное время скелета породы,-интервальное время жидкости,заполняющей поры породы.

Результаты вычислений коэффициентов пористости занесены в таблицу 3.4

3.5 Оценка коэффициентов нефтенасыщения коллектаров

Одним из основных параметров нефтенасыщенной породы является коэффициент насыщения. Коэффициент нефтенасыщения определяет содержание нефти и газа в поровом пространстве коллектора. Используя полученные связи, рассчитан график зависимостей Р_н=f(К_в) (рисунок 3.6 ), Р₀=f(щ) (рисунок 3.7). Таким образом, коэффициент нефтенасыщения определяется по параметру насыщения Р_н и относительному параметру Р₀.

Параметр нефтенасыщения рассчитывается как отношение удельного сопротивления нефтенасыщенной породы к удельному сопротивлению этой же породы при 100 % водонасыщении. Удельное сопротивление нефтеносного пласта можно определить в результате интерпретации диаграмм бокового каротажа. Использование параметра Р₀ позволяет не оценивать удельное сопротивление коллектора при 100 % водонасыщении с_вп.

k_в= щ/ k_п•100, %, (3.5)

где щ=0,6/Р₀.

Граничным для месторождения являются Р_н>3,4 и k_н>50 %, поэтому пласты-коллекторы с k_н>50 % относятся к нефтеносным, а остальные к водоносным. Систематическое расхождение отсутствует и в среднем не превышает ± 5 % абсолютных.

Рисунок 3.6 Зависимость P₀=f(w)

Рисунок 3.7 Зависимость P_н=f(k_в)

4. Результаты комплексной интерпретации

месторождение скважина литологический пласт

На месторождении Акшабулак, по результатам интерпретации было выявлено 11 пластов коллекторов.

Пласты-коллекторы, представленные песчаниками и плотными породами, на диаграммах выделяются по минимальным и средним значениям ГК естественного гамма-излучения (естественная радиоактивность у песчаников мала по сравнению с глинистыми породами).

По данным электрических методов нефтеносные коллекторы отмечаются разностью сопротивлений по БК и МБК. Сопротивление по БК выше значения удельного электрического сопротивления по МБК, так как зонд БК работает в неизменной части пласта.

Коэффициент глинистости, на месторождении Акшабулак, определяется по данным гамма-каратожа и данным потенциалов собственной поляризации.

Коэффециент пористости определяется по данным АК и ГГК.

Максимальное значение k_гл по ГК отмечаются в пределах 1773-1775 равное 8 мкР/ч, минимальные значения k_гл отмечаются в 1896-1915 равное 5 мкР/ч.

Заключение

Данная курсовая работа состоит из введения, заключения и 4х глав. В первой главе рассмотрена геологическая характеристика месторождения Кумколь. Во второй физические основы преняемых методов. В третьей главе описывается оценки коллектаров и интервалов исследования скважины. В четвертой главе описано комплексная интерпретация скважины и была построена таблица по комлексной интерпретаций. В курсовой работе рассмотрены современное состояние физических основ методов. В результате написания курсавой работы я закрепил полученные теоретические знания, приобрел навыки работы с современной геофизической программы для записи и интерпретаций под названием Optimus.

В данной курсавой работе были рассмотрены методы для проведения ГИС на открытой скважине, как расчитываются коэфиценты разных методов например оценка глинистости, пористости и нефтенасыщения. Еше были изучены и рассмотрены диаграммы скважины 033 месторождения Акшабулак. Была изучена физ. основы методов и как ведутся регистрация этих методов.

Список литературы

1. Б. Ю. Вендельштейн, Р. А. Резванов Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллектаров. Москва «Недра» 1978.

2. Заворотько Ю. М. Физические основы геофизических методов исследования скважин. Киев УкрГГРИ 2010.

3. С. С. Итенберг - Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Москва «Недра» 1987.

4. В.Н. Дохнов Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин.

5. Латышова М. Г. Применение ЭВМ при геофизических исследованиях. М., изд. МИНХ и ГП, 1977.

Размещено на Allbest.ru