Определение пластов-коллекторов с помощью ГеоПоиска
Для того, чтобы определить пласты коллекторы, необходимо вывести полученную в скважине информацию и обработать её.
Первым делом мы вывели общую шкалу глубин на интервале 4100-4332 метров. Далее вывели кривую DS2, показывающий фактический диаметр скважины.Сравнив значения номинального диаметра с фактическим, мы достаточно легко определили места с образованием глинистой корки. Глинистая корка показывает наличие пласта коллектора. Однако, нельзя отталкиваться только от этого, так как она может образовываться из-за халатности буровиков, некачественного бурового раствора и множества других факторов.
Далее мы вывели кривые бокового каротажного зондирования GZ1-GZ5 и наглядно увидели радиальный градиент сопротивлений.
Следующим методом, кривые которого мы вывели на планшет, оказался индукционный каротаж. Сопоставив полученные результаты с другими выведенными кривыми, нам удалось более точно обозначить предполагаемые пласты коллекторы. Также мы убедились, что глинистая корка, образованная на глубине 4158-4164 метров, не является признаком наличия коллектора.
Другим известным для нас способом каротажа, данные которого мы вывели на планшет оказался метод микрозондирования. Полученная по ней информация оказалась малопригодной для использования, т.к. показания микропотенциал зонда незначительно превышали показания микроградиент зонда, что не дало возможности оценить коллекторские способности пластов. Безрезультативными в используемом интервале также оказались данные каротажа потенциала собственной поляризации (ПС) - на кривой не было аномалий.
|
|
|
Нами были выведены кривые ВИКИЗ и БК. Сняв отчеты с кривой бокового каротажа мы определили удельное сопротивление пластов.
Т.к. показания метода собственной поляризации были неинформативны, мы решили провести литологическое расчленение разреза на основе кривых GZ1-GZ5. У нас получилось более 40 пропластков, с различной литологией, 15 из которых, по нашей оценке, являются пластами коллекторами.Это пласты:
| № пласта-коллектора | Кровля, м | Подошва, м |
| 1 | 4180,80 | 4184,00 |
| 2 | 4190,60 | 4192,00 |
| 3 | 4201,00 | 4202,00 |
| 4 | 4217,30 | 4218,70 |
| 5-1 | 4220,60 | 4223,70 |
| 5-2 | 4223,70 | 4225,80 |
| 6 | 4237,50 | 4239,20 |
| 7 | 4239,50 | 4241,80 |
| 8 | 4243,10 | 4244,70 |
| 9 | 4280,30 | 4281,00 |
| 10 | 4284,40 | 4286,30 |
| 11 | 4303,20 | 4304,80 |
| 12 | 4310,80 | 4313,30 |
| 13 | 4317,00 | 4319,00 |
| 14 | 4321,20 | 4322,00 |
Определение ФЕС пород-коллекторов
Чтобы точно выделить пласты-коллекторы необходимо оценить фильтрационно-ёмкостные свойства пород.
В основе определения пористости коллекторов нефти и газа геофизическими методами лежит различие физических свойств твердой фазы коллектора (скелета породы) и флюидов, заполняющих поровое пространство. Методы определения Кп по данным комплекса ГИС достаточно известны: это гамма-гамма плотностной, акустический и нейтронный каротаж. Наиболее полно в комплексе ГИС по изучаемым отложениям представлены радиоактивный и акустический методы, которые и были приняты за основные при оценке коэффициента пористости.
|
|
|
Определение коэффициента пористости по данным акустического каротажа
Основу метода определения коэффициента пористости пород составляет наличие тесной взаимосвязи между интервальным временем ∆t и КП. С целью учета влияния глинистости пород на величину ΔТ при определении пористости по методу АК нами использовалась трехмерная зависимость типа «керн - ГИС»:
Кп = 0.94*(0.0017 ΔТ – 0.158 ΔJгк 1.35 - 0.3).
Существует и другой способ нахождения коэффициента пористости. Так, с помощью авторасчёта программой ГеоПоиск двойного разностного параметра ГК можно найти искомый параметр.
3.2.2. Определение коэффициента пористости по данным ГГПК
Петрофизической основой для определения пористости по данным ГГПК является зависимость между объемной плотностью (σоб) и коэффициентом пористости пород (Кп), которая имеет следующий вид:
|
|
|
КпГГПк = 0.94*(1.19 – 0.426 σоб).
При обработке материалов ГИС нами использовались приёмы и критерии интерпретации геофизической информации, установленные для юрских отложений Уренгойского месторождения и изложенные в «Методических рекомендациях по использованию материалов ГИС, данных анализа керна и результатов испытаний для подсчета запасов газа и нефти в продуктивных отложениях тюменской свиты УГКМ.
3.2.3 Определение коэффициента проницаемости по данным АК и ГГПК
Коэффициент проницаемости нами оценивался по связи «керн – керн» для отложений средней юры Уренгойского месторождения:
lgKпрГГП=0.01*24.24KпГГП-3.754
lgKпрАК=0.01*24.24KпАК-3.754
Оценка ФЕС по ЯМК
Во время обучения, мы находили коэффициент пористости и проницаемости, и на основе этих данных определяли насыщенные нефтью или газом пласты. Однако, такой подход выделения коллекторов в данном случае не подходит, и тому есть объяснение. Рассматриваемые нами пласты являются сложнопостроенными коллекторами, следовательно, по насыщению они состоят не только из нефти или газа, и структура порового пространства представляет собой сложную модель.Традиционные методы ГИС в сложнопостроенных коллекторах не могут выявить эффективную пористость, следовательно их результаты становятся оценочными. В таких случаях необходимо прибегнуть к новейшим разработкам в области изучения скважин. Одним из таких методов является ядерно-магнитный каротаж. За последние годы, четверо учёных, удостоились престижной научной награды - Нобелевской премии только за счёт изученияфизики ядерно-магнитного резонанса, что делает данный метод каротажа скважин особо актуальным.
|
|
|
Ядерно-магнитный резонанс основан на реакции атомных ядер на действие магнитных полей. Многие ядра обладают результирующим магнитным моментом, а также вращательным моментом или спином. В присутствии внешнего магнитного поля ядра прецессируют вокруг вектора направления поля точно так же, как гироскоп прецессирует вокруг гравитационного поля Земли. При взаимодействии этих вращающихся магнитных ядер с внешним полем могут возникать измеряемые сигналы.
ЯМР-измерения могут производиться на любом ядре, имеющем нечетное количество протонов или нейтронов или и тех и других, как например, ядро водорода ( 1H ), углерода ( 13С ) и натрия ( 23Na ).
В большинстве ядер, находящихся в земных породах, ядерный магнитный сигнал, вызванный внешним магнитным полем, слишком слаб, чтобы его можно зарегистрировать с помощью скважинного прибора. Однако водород, имеющий только один протон и ни одного нейтрона, в изобилии встречающийся в воде и углеводородах, имеет сравнительно большой магнитный момент и создает достаточно сильный сигнал. По имеющимся данным, на настоящий момент, почти все исследования в области каротажа визуализации ядерно-магнитного резонанса и изучения пород с помощью ЯМР основаны на реакции ядра атома водорода.
Для прямого выявления углеводородов было бы интересно настраиваться на регистрацию содержания ядер углерода С. Однако у ядра наиболее распространенного изотопа углерода 12С магнитный момент отсутствует и эффект ЯМР не формируется, а изотоп 13С имеет низкую распространенность в естественной смеси (1,1 %) и на его основе трудно получить надежный эффект ЯМР при каротаже.
Настроив используемый при ЯМР каротажный зонд на частоту магнитного резонанса водорода, можно максимально усилить и измерить данный сигнал. Измерение направлено на определение величины амплитуды сигнала и его затухания. Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и калибруется таким образом, чтобы определить значения пористости независимо от литологии. Однако наибольший интерес вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем релаксации.
В процессе проведения опытных исследований ядерного магнитного резонанса можно измерить два времени релаксации и их распределения. С помощью лабораторного инструмента обычно измеряется продольное время релаксации Т1и распределение Т2, в то время как с помощью каротажных зондов производятся замеры, в основном,поперечного времени релаксации Т2.
Измерения ЯМР включают в себя ряд последовательных воздействий на протоны водорода, содержащихся в молекулах порового флюида.
Процедура измерения начинается с ориентирования протонов, после чего следуют отклонение спинов, прецессия, расфазировка и рефокусировка.Поперечная и продольная релаксации определяют продолжительность процедуры измерения.
Только после завершения этих последовательных операций, — на что уходит несколько секунд, — измерения можно повторять.
Петрофизические основы ЯМР
Основными измеряемыми информативными характеристиками являются релаксационная кривая, отражающая затухание намагниченности порового флюида в породе по времени поперечной релаксации Т2 и амплитуда сигнала, соответствующая времени начала измерения релаксационной кривой.
Амплитуда сигнала, отражающая число резонирующих ядер, пропорциональна объемному водородосодержанию. При этом во всех модификациях ЯМК в сильном магнитном поле к моменту начала измерения релаксация протонов водорода, входящего в состав твердой фазы породы, уже завершается, и они не вносят вклад в сигнал. Поэтому ЯМК характеризует водородосодержание только флюида (фильтрата, воды, нефти, газа) в пустотном пространстве породы, которое по данным калибровки пересчитывается в коэффициент пористости по ЯМК.
Отсюда вытекает важное для практики следствие - величина полной пористости по ЯМК не зависит от литологии пород.
Затухание определяется тремя параллельно проходящими процессами релаксации: поверхностной релаксации, диффузионной и объемной, каждая из которых контролируется комплексом петрофизических характеристик.
Поверхностная релаксация
Поверхностная релаксация возникает за счет эффектов взаимодействия протонов с поверхностью зерен и контролируется распределением пористости по размерам пор, формой пор и релаксационной активностью поверхности. Прецессирующие протоны движутся по поровому пространству, соударяясь с другими протонами и с поверхностями зерен породы. Всякий раз, когда протон сталкивается с поверхностью зерна, появляется вероятность его релаксационного взаимодействия. Вызванная поверхностью зерен релаксация является наиболее важным процессом, влияющим на времена Т1 и Т2. Исследования показали, что при высокой степени вероятности столкновения с поверхностью зерен — в случае небольших пор — релаксация происходит быстро, а когда вероятность столкновения с поверхностью зерен низка, т. е. в больших порах— релаксация совершается медленнее.
Диффузионная релаксация
Это вид релаксации проявляется в неоднородном магнитном поле, где молекулярное движение вызывает расфазировку протонов. Она возникает, в частности, при использовании средств измерений, формирующих неоднородное магнитное поле. В последнем случае диффузионная релаксация может контролироваться выбором методики измерений: можно либо уменьшить ее вклад до уровня, которым можно пренебречь, либо, наоборот – максимально увеличить эффект с определением принципиально нового для практики ГИС петрофизического параметра – коэффициента диффузии порового флюида.
Объемная релаксация
Объемная релаксация определяется собственно свойствами флюида, насыщающего поровое пространство и по-разному проявляется для различных типов (углеводороды и вода), состава, вязкости (увеличение вязкости уменьшает время релаксации) флюидов. Эффект объемной релаксации слабее поверхностной и становится заметным, когда взаимодействие протонов с поверхностью ограничено, например, при лабораторных ЯМР исследованиях пластовых флюидов, в кавернозных карбонатах, для углеводородов в гидрофильных коллекторах (протоны УВ не контактируют с поверхностью пор).
Таким образом, эффект ЯМР чувствителен к практически важным петрофизическим характеристикам, таким как емкость (распределение пористости по размерам пор и на этой основе – различные типы пористости), фильтрация (через распределение пористости по размерам пор), насыщенность и состав флюидов (на основе коэффициента диффузии). Основным негативным фактором является влияние магнитных минералов.
Наилучшие возможности ЯМР имеет для определения характеристик емкости, поскольку эффекты поверхностной релаксации при изучении горных пород являются основными в формировании релаксационной кривой, а амплитуда характеризует водородосодержание флюида. Самостоятельное значение имеет оценка флюидонасыщенности, но она более сложна, поскольку требует выделения достаточно слабых эффектов диффузионной релаксации на фоне поверхностной, и реализуется при применении специальных средств и методик измерения.
Хотя и очень сложно настроить аппаратуру на разрез, требуются определенные аппаратные настройки, и интерпретацией данных ЯМК владеют всего несколько человек по всей России, в пластах скважины X были проведены подобного рода исследования. Результатом таких действий стал колоссальный объем информации, которую нам предоставили для ознакомления и нахождения различных видов пористости, коэффициента нефтегазонасыщенности и коэффициента водонасыщенности.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1592; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!