foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

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:

• качественных признаков;

• повторных замеров;

• количественных критериев.

 

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:

1.Статистический;

2.Петрофизический;

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

 

kп р > kпр.конд.;

 

kп.о > kп.о.конд.

 

 

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;

2.Способ нормализации;

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:

 

rвп = Рп . rв,

 

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 < kв гр.

Коллектор с остаточной нефтегазонасыщенностью – rвп < rп < rп гр.,

k в гр. < kв, 1 < Р н < Рн гр.

 

Граничные значения rп гр, Рн гр, kв гр.  устанавливаются двумя способами:

1.Статистический способ состоит в совместном анализе ГИС и результатов испытания по интервалам разреза, опробованном в открытом стволе или колонне. Составление распределений параметров rп , Рн , kв для объектов, давших при испытании промышленный приток УВ и воду. Пересечение распределений дает значения rп гр., Рн гр, k в гр.

2.Петрофизический способ состоит в совместном анализе зависимостей

Р н = f(k в), Р п = f(k п о), К во = f(k по) и коэффициентов фазовой проницаемости k пр.н, k пр.г, kпр.в от k в.

Объект представлен коллектором одного класса.

Устанавливается характер насыщения (продуктивность и водоносность) или положение ВНК и ГВК.

 

Способ нормализации

 

Этот способ разделения поровых коллекторов основан на сравнении значений rвп и rп по разрезу.

Способ применяют в следующих вариантах:

1.Непрерывная поточечная количественная интерпретация диаграмм метода сопротивлений и методов пористости (построение и совмещение графиков)

rвп = f(Н) и rп = f (Н), где Н – глубина). rп > 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 неф ;

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.

h эф неф - интервал между ГНК и ВНК.

 

Статистика



Яндекс.Метрика