Контрольна робота № 2

 

Тема роботи: “Визначення коефіцієнтів пористості і нафтогазо-носності пластів-колекторів за результатами електричного і акустичного каротажу”.

 

Література:

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю, Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. М.: Недра.-1986.- С. 341.

2. Итерберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра. – 1987.- С. 375.

3. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра. - 1981. – С. 182.

4. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра. - 1991.- 224 с.

 

Завдання 1. Користуючись вихідними даними таблиці 1 визначити коефіцієнт пористості колектору за питомим опором водоносного пласту.

Електричний опір гірських порід найбільш тісно пов’язаний з літологією. колекторськими властивостями і характером насичення піщано-глинистих порід. Через це електричні методи є основними при вивченні пористості піщаних колекторів.

Питомий опір пласту з міжзерновою пористістю при умові повного заповнення пор водою визначається:

- питомим опором пластової води (у більшості випадків це розчин NaCl); = ;

- кількістю цієї води, що дорівнює коефіцієнту пористості к_п;

- структурними особливостями будови порового простору.

Звивистість і різка зміна перерізу порових каналів – одна із головних причин підвищення питомого опору пласта. Наявність глинистого або карбонатного цементу у порових каналах, відсортованість скелетних зерен і, нарешті, ущільнення порід з глибиною залягання пласта – всі ці фактори суттєво і для кожного родовища (і навіть горизонту) по-своєму впливають на величину . Цей вплив можна встановити лише лабораторними дослідженнями керну для кожної групи порід окремо.

Питомий опір водоносного пласту прямо пропорційний питомому опору пластової води. У той час, чим вище пористість пласта, тим більше вміщується у ньому мінералізованої води, тим нижче буде його електричний опір. Тобто і к_п знаходяться в обернено пропорційній залежності.

Таким чином, залежність від усіх перерахованих факторів у загальному випадку має такий вигляд: ,

де і - структурні коефіцієнти:

- змінюється від 0,4 (піски) до 1,6 (глинисті колектори);

- змінюється від 1,3 (піски) до 2,3 (зцементовані пісковики).

Для виключення впливу мінералізації пластової води прийнято розглядати відносний опір пласта або його параметр пористості:

.

Адже, при визначенні коефіцієнта пористості методом опору вихідним параметром є відносний опір . визначається за даними БКЗ, великого потенціал-зонда або індукційного каротажу.

Питомий опір пластової води визначається за відповідною номограмою в залежності від концентрації NaCl і температури (рис.1). Наприклад, при концентрації NaCl С = 50 г/л і температурі пласту = 50⁰С = 0,087 ом м.

Користуючись залежністю = , одержаної для досліджених або однотипних пластів, визначають к_п.

Якщо експериментальна залежність = відсутня, користуються наближеною формулою: = , .

 

 

Таблиця 1.

Вихідні дані для розрахунку

№№ варіантів		С				кп
	4,8
	4,5
	4,0
	3,5
	3,0
	2,5
	2,0
	1,5
	1,2
	1,0
	0,65
	0,5

 

Порядок виконання роботи.

1. За номограмою (рис.1) при заданій температурі (вертикальна вісь) і концентрації NaCl (верхня горизонтальна вісь) визначаємо . Для цього через задану температуру проводимо горизонтальну лінію до перетину з похилою лінією, що відповідає заданій концентрації NaCl. З точки перетину опускаємо перпендикуляр на нижню горизонтальну вісь і визначаємо .

2. Визначаємо .

3. Використовуючи залежність = (рис.2) знаходимо коефіцієнт пористості.

4. Для порівняння визначаємо коефіцієнт пористості наближеним способом за формулою .

Завдання №2. Користуючись вихідними даними таблиці 2, визначити коефіцієнт пористості колектора за питомим опором промитої зони .

Спосіб визначення коефіцієнта пористості за величиною і має суттєві недоліки, що пояснюються значною похибкою при визначенні опору низькоомних водоносних колекторів, особливо при насиченні їх високомінералізованими пластовими водами і залишковому вмісті нафти у водоносному колекторі.

Таблиця 2.

Вихідні дані для розрахунку

№№ вар.	, ом м	, ом м	= 0,78		кп
		0,4
	7,5	0,35
		0,3
	6,5	0,25
		0,2
	5,5	0,45
		0,35
	4,5	0,25
		0,3
	3,5	0,36
		0,27

Примітка: при визначенні пористості користуватися графіком = (рис.2.).

 

Відносний опір можна також оцінити за величиною питомого опору зони проникнення фільтрату бурового розчину або промитої зони. Вважається, що фільтрат бурового розчину цілком витісняє пластову воду з промитої зони, що дає змогу більш точно визначити параметр пористості за формулою: .

Величину визначають за діаграмою мікрокаротажу. Питомий опір фільтрату бурового розчину знаходять за наближеною формулою: = 0,78 ,

де - опір бурового розчину, який вимірюється резистовіметром.

Завдання 3. Визначити пористість пласта за результатами акустичного каротажу (АК).

Визначення пористості, як і літологічне розчленування порід, за АК базується на достатньо чіткій диференціації осадових порід за швидкістю розповсюдження у них пружних коливань.

Найбільш висока швидкість пружних коливань спостерігається у щільних пісковиках, вапняках, гідрохімічних осадах, тобто у породах з мінімальною пористістю. Зростання пористості порід робить їх менш пружними. Загальна швидкість розповсюдження пружних хвиль пласта, пори якого заповнені водою , зменшується з ростом пористості. Тому найменшими швидкостями характеризуються глини і аргіліти, пористість яких досягає 40-50%.

Слабозцементовані пористі пісковики займають в акустичному полі проміжне положення між цими групами порід (рис.4).

В акустичному каротажі реєструється час, на протязі якого пружна хвиля проходить 1 м. Цей час називається інтервальним і є одним із основних акустичних параметрів. Він обернений до швидкості розповсюдження поздовжньої хвилі у гірських породах:

= , =

Зв’язок швидкості розповсюдження пружної хвилі з пористістю породи в акустичному каротажі визначається рівнянням:

;

або через інтервальний час:

= ; ;

де - інтервальний час пробігу поздовжньої хвилі у породі ї, насичуючій рідині і мінеральному скелеті.

визначається у лабораторних умовах. Для ДДЗ при концентрації солей 50 г/л, типової для пластових вод багатьох нафтових родовищ, = 615 мкс/м.

визначають за керном. Для слабозцементованих пісковиків = 170 мкс/м.

Як видно на рис.4 глинисті породи і пористі пісковики в інтервалі 270-300 мкс/м можуть характеризуватися однаковими значеннями . Тому перед визначенням пористості порід за діаграмою із розгляду виключають інтервали із значним збільшенням діаметру свердловини d_c за кавернограмою.

Визначити пористість пласта за шляхом розрахунку і графічним способом, приймаючи = 170 мкс/м і = 615 мкс/м. Колектор водоносний, неглинистий.

Таблиця 3.

Вихідні дані для розрахунку

№ вар.	, мкс/м	(розрахунок)	(графік)

 

Завдання 4. Користуючись вихідними даними таблиці 4 визначити коефіцієнт нафтогазонасиченості пласта-колектора за даними методу електричного опору.

Коефіцієнтами нафто-, газо- і водонасиченості називаються відношення відповідних об’ємів нафти, газу і води, які містяться у поровому просторі породи до загального об’єму пор :

Решту порового простору займає вода:

Очевидно, що .

Геофізичними методами і лабораторними аналізами керну спочатку визначаємо , а потім розраховують .

Вихідним параметром, за допомогою якого визначають , є параметр насичення або параметр збільшення опору:

Для визначення необхідно знати питомий опір досліджуваного пласта і опір того ж пласта при 100%-му насиченню пор пластовою водою. Опір визначається за діаграмами методу опору (БКЗ, БК, для наближених розрахунків користуються величиною потенціал зонда). знаходять за допомогою параметра пористості і опору пластової води:

Чим надійніше визначена величина , тим точнішими будуть усі подальші розрахунки - , і, нарешті, .

Мінералізацію пластової води визначають шляхом аналізу проб води у лабораторних умовах. Критичне водонасичення, тобто – максимальна кількість води у пласті, при якому він буде віддавати вільну від води нафту або газ, коливається від 40% у чистому пісковику до 60% у колекторах, які мають значний вміст глинистого матеріалу.

 

Таблиця 4.

Вихідні дані для розрахунку

№ вар.		Пористість		С, г/л t0 =500С

 

Порядок виконання роботи.

1. Використовуючи графік залежності (рис.2), за заданим значенням пористості визначити величину , наприклад, при =15% =22.

2. Використовуючи задану величину мінералізації , г/л і температуру пласта =50⁰С за номограмою (рис.1) визначити величину .

3. За визначеними значеннями і знайти величину .

4. Визначити параметр збільшення опору (або параметр насичення): .

5. Використовуючи експериментальний графік залежності (рис.3), за знайденим визначити величину . Наприклад =10% тоді =28%.

6. Визначити величину .