Особливості вивчення колекторських властивостей верхньобаденських відкладів за даними ГДС в умовах невеликих глибин
Продуктивні відклади на Дебеславицькому родовищі. Залежність між пористістю, інтервальним часом і об'ємною глинистістю. Інтенсивність природної гамма-активності пласта. Методи акустичного і гамма-гамма щільнісного каротажу. Формула фірми Шлюмберже.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | статья |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 29.09.2018 |
| Размер файла | 152,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
УДК 550.839
особливості вивчення колекторських властивостей верхньобаденських відкладів за даними гдс в умовах невеликих глибин
В.І.Грицишин, В.Й.Прокопів
Івано-Франківська експедиція з геофізичних досліджень в свердловинах.
76002, м.Івано-Франківськ, вул.Українських Декабристів, 54 тел./факс:(03422) 2-42-14, E-mail: exp@il.if.ua.
В статье рассмотрены вопросы оценки пористости верхнебаденских отложений по данным акустического и гамма-гамма каротажа в условиях небольших глубин на примере Черногузского, Славецкого, Шереметовского и Дебеславицкого газовых месторождений.
Установленные зависимости между петрофизическими, геофизическими и коллекторскими свойствами могут быть применены для аналогичных отложений других перспективных на газ месторождений.
In article considering the aspects of porosity evaluation of Upper Badenian deposits on Chornoguzy, Slavetsk, Sheremeta, Debeslavychy gas fields using acoustic and density logging data. The deposits in question are small depth.
Derived relations between petrophysical, geophysical and reservoir characteristics can be applied to the similar gas promising fields.
Для збільшення видобутку газу на Прикарпатті необхідно впроваджувати в розробку нові перспективні площі та райони. Одним з перспективних районів є південно-східна частина Більче-Волицької зони Передкарпатського крайового прогину, в межах якої розташовані газові родовища: Чорногузьке, Славецьке, Шереметівське, Дебеславицьке та інші. Промислові поклади газу на цих родовищах пов'язані з пісковиками і алевролітами сармату і бадену. Роль непроникливих покришок виконують глинисті і соленосно-глинисті товщі верхніх і нижніх молас.
Для успішної оцінки колекторських властивостей за даними геофізичних досліджень свердловини (ГДС) необхідно розробити петрофізичні моделі, які б адекватно відтворювали реальні властивості порід-колекторів в умовах їх залягання на різних глибинах і при значній літологічній неоднорідності продуктивних горизонтів.
На прикладі Чорногузького, Славецького і Шереметівського газових родовищ для продуктивних горизонтів верхньобаденських відкладів проведений аналіз результатів дослідження кернового матеріалу та даних ГДС і встановлені взаємозв'язки між петрофізичними, геофізичними параметрами і фільтраційно-ємнісними властивостями (ФЄВ) піщаних порід. Оскільки за літолого-петрофізичними властивостями породи у розрізах верхньобаденських відкладів на Дебеславицькому родовищі аналогічні тим, що залягають в горизонтах Чорногузького, Славецького і Шереметівського родовищ, встановлені петрофізичні зв'язки для цих родовищ були використані для вивчення ФЄВ колекторів Дебеславицького газового родовища. Необхідність використання таких зв'язків зумовлена відсутністю кернового матеріалу на Дебеславицькій площі.
Продуктивні відклади на Дебеславицькому родовищі залягають на невеликих глибинах (200-300 м) і для їх вивчення за допомогою залежностей, встановлених на глибинах 500-1400 м, вимагає введення певних поправок у геофізичні параметри, що використовуються для визначення коефіцієнтів пористості. Особливо це стосується методу акустичного каротажу.
Виникали деякі труднощі і під час оцінки питомих електричних опорів за даними електрометрії, особливо при їх використанні для визначення коефіцієнтів газонасиченості. Стандартні методики з використанням коефіцієнта збільшення опору на даному родовищі не придатні, оскільки у розрізах продуктивних відкладів мінералізація пластових вод змінюється в межах (1,26-8,4)·103 кг/м3 і тільки у більш глибоких горизонтах (Б-1) на глибинах 250-300 м мінералізація сягає величин (11-12,93)·103 кг/м3. Відповідно питомий опір пластових вод змінюється в межах 1,5 - 0,65 Ом·м. При розкритті колекторів на промивних рідинах пониженого опору (сс ? 0,5 Ом·м) криві потенціалів самочинної поляризації (ПС) мають обернений характер.
Пісковики і алевроліти верхньобаденських відкладів характеризуються пористістю 1,1 - 34 % і проникністю від 0,018·10 -15 м2 до 2·10 -12 м2 .
Карбонатність порід верхнього бадену з пористістю Кп >10% невисока (здебільшого до 10 % і рідше до 16 %).
Для баденських відкладів спостерігається тісний зв'язок коефіцієнта пористості і об'ємної густини. Зі зміною пористості від 1,1 до 34 % об'ємна густина водонасичених зразків змінюється від 2,1·103 кг/м3 до 2,7·103 кг/м3 (рис.1). Для зразків з тією ж пористістю, але частково газонасичених (Кгз = 0,3) об'ємна густина змінюється в межах 1,98 - 2,638·103 кг/м3 (рис.2).
Залежності між пористістю і об'ємною густиною (щільністю) мають такий вигляд:
а) для колекторів водонасичених
Кп = - 55,412 · у пв + 149,08 , R2 = 0,9562; (1)
б) для колекторів з залишковою газонасиченістю (Кгз = 0,3)
Кп = - 47,779 · у пг + 128,45 , R2 = 0,9578, (2)
Рисунок 1 - Залежність Кп=f(?пв), Кгз=0
Рисунок 2 - Залежність Кп=f(?пв), Кгз=0,
де: Кп - коефіцієнт відкритої пористості, %;
у пв, у пг - відповідно об'ємна густина водонасичених і частково газонасичених порід, г/см 3; R2 - коефіцієнт кореляції.
Залежність між пористістю, інтервальним часом і об'ємною глинистістю має такий вигляд:
Кп = 0,001427 · ?Т - 0,0166 · ? Іг - 0,2134,
R2 = 0,74 (3)
де: ?Т - інтервальний час пробігу пружної хвилі, мкс/м; ?Іг - подвійний різницевий параметр, який визначається за даними гамма-каротажу за формулою
, (4)
де Іг пл, Іг міn, Іг maх - відповідно інтенсивності природної гамма-активності пласта, чистих неглинистих пісковиків і глинистих порід в інтервалі продуктивних горизонтів.
Встановлена залежність між коефіцієнтами об'ємної глинистості і відносним параметром ? Іг
Кгл = 31,242 · ? Іг + 3,9848 , R2 = 0,94, (5)
де Кгл - коефіцієнт об'ємної глинистості, %.
З метою визначення граничного значення пористості для колекторів верхньобаденських відкладів встановлена залежність між пористістю і проникністю порід
Кпр = 0,008 · е 0,43 Кп , R2 = 0,89, (6)
де: Кпр - коефіцієнт абсолютної проникності, 10 -15 м2; е - основа натурального логарифму (е=2,71828...); Кп - коефіцієнт відкритої пористості, %.
Для оцінки коефіцієнтів пористості і газонасиченості за даними методу опорів для верхньобаденських відкладів встановлені такі залежності:
Рп = 1,3589 · Кп - 1,7042 , R2 = 0,9617, (7)
Рн = 1,038 · Кв - 1,782 , R2 = 0,966. (8)
родовище пористість глинистість пласт
де: Рп - відносний опір; Кп - коефіцієнт відкритої пористості; Рн - коефіцієнт збільшення опору (параметр насиченості); Кв - коефіцієнт водонасиченості.
Дослідна інтерпретація результатів ГДС на Дебеславицькому газовому родовищі показала їх високу ефективність при виділенні колекторів і визначенні коефіцієнтів пористості Кп . Щодо визначення Кп рівнозначними за ефективністю слід вважати методи акустичного і гамма-гамма щільнісного каротажу.
Коефіцієнти пористості за даними акустичного каротажу розраховувались за рівнянням (3). Оскільки залежність Кп = ѓ (?Т) встановлена для глибинних інтервалів залягання пластів (500 - 1400 м), нами для обчислення Кп за даними АК на Дебеславицькому родовищі вводились поправки у величину ?Т для приведення цього параметра до вказаних глибин. Дійсна величина пористості визначалась за формулою фірми Шлюмберже [1]
Таблиця 1 - Порівняльна характеристика пористості за даними АК і ГГК-Щ
Свердловина 8 - Дебеславицька (пласти водоносні)
|
№ пл |
Інтервали пластів, м |
h, м |
dc, м |
сc, Омм |
сф, Омм |
св, Омм |
Іг, АРІ |
?Іг |
Кгл, % |
?Т, мкс/м |
К |
?Твипр, мкс/м |
Кп АК, % |
уп, г/см3 |
Кп гг, % |
?К, % |
дкп, % |
|
|
1 |
224,0 - 226,2 |
2,2 |
0.21 |
0.4 |
0,22 |
1,3 |
52 |
0,12 |
7,7 |
550 |
0,795 |
437 |
41,0 |
1,95 |
41,0 |
0 |
0 |
|
|
2 |
229,4 - 230,2 |
0,8 |
0.21 |
0.4 |
0,22 |
1,3 |
65 |
0,15 |
8,7 |
460 |
0,795 |
365 |
30,5 |
2,0 |
38,2 |
-7,7 |
25,2 |
|
|
3 |
230,8 - 236,8 |
6,0 |
0.21 |
0.4 |
0,22 |
1,3 |
42 |
0,02 |
4,6 |
460 |
0,795 |
365 |
30,5 |
2,0 |
38,2 |
-7,7 |
25,2 |
|
|
4 |
238,0 - 246,4 |
8,4 |
0.21 |
0.4 |
0,22 |
1,3 |
45 |
0,05 |
5,5 |
430 |
0,795 |
342 |
27,4 |
2,1 |
32,6 |
-5,2 |
18,9 |
|
|
5 |
248,2 - 255,6 |
7,4 |
0.21 |
0.4 |
0,22 |
1,1 |
50 |
0,1 |
7,1 |
460 |
0,795 |
363 |
30,3 |
2,1 |
32,6 |
-2,3 |
7,5 |
Свердловина 31 - Дебеславицька (пласти водоносні)
|
№ |
Інтервали пластів, м |
h, м |
dc, м |
сc, Омм |
сф, Омм |
св, Омм |
Іг, |
?Іг |
Кгл, % |
?Т, мкс/м |
К |
?Твипр, мкс/м |
Кп АК, % |
уп, г/см3 |
Кп гг, % |
?К, % |
дкп, % |
|
|
1 |
223,6 -224,8 |
1,2 |
0,21 |
0,2 |
0,14 |
1,3 |
8,2 |
0,49 |
19,3 |
395 |
0,78 |
308 |
22,4 |
2,3 |
21,6 |
0,8 |
3,5 |
|
|
2 |
229,2 - 230,4 |
1,2 |
0,21 |
0,2 |
0,14 |
1,3 |
8,2 |
0,49 |
19,3 |
400 |
0,78 |
312 |
22,5 |
2,2 |
25,0 |
-2,5 |
11,0 |
|
|
3 |
234,4 - 235,4 |
1,0 |
0,21 |
0,2 |
0,14 |
1,3 |
9,0 |
0,62 |
23,4 |
400 |
0,78 |
312 |
22,5 |
2,15 |
27,3 |
-4,8 |
21,0 |
|
|
4 |
257,8 - 259,4 |
1,6 |
0,21 |
0,2 |
0,14 |
1,1 |
8,0 |
0,46 |
18,3 |
375 |
0,78 |
296 |
20,2 |
2,25 |
22,4 |
-2,2 |
10,8 |
|
|
5 |
283,4 - 286,2 |
2,8 |
0,2 |
0,2 |
0,14 |
0,53 |
6 |
0,15 |
8,7 |
415 |
0,78 |
328 |
29,7 |
2,2 |
26,2 |
3,5 |
11,7 |
|
|
6 |
287,6 - 288,6 |
1,0 |
0,2 |
0,2 |
0,14 |
0,53 |
5,2 |
0,03 |
4,9 |
425 |
0,78 |
336 |
26,5 |
2,15 |
29,4 |
-2,9 |
10,9 |
|
|
7 |
290,2 - 292,0 |
1,8 |
0,2 |
0,2 |
0,14 |
0,53 |
6,2 |
0,18 |
9,6 |
375 |
0,78 |
296 |
20,6 |
2,2 |
26,1 |
-5,5 |
21,1 |
Таблиця 2 - Оцінка пористості і газонасиченості за даними ГДС
Свердловина 32 - Дебеславицька
|
№ пл |
Інтервали пластів, м |
h, м |
dc, м |
сc, Омм |
св, Омм |
Іг |
?Іг |
Кгл, % |
уп, г/см3 |
Кп гг, % (Кгз=0,3) |
Рп |
сп |
спв |
Рн |
Кг % |
Кв.зв, % |
Кг = 1-Кв.зв % |
Характер насич |
|
|
1 |
214,2 - 216,0 |
1,8 |
0,19 |
0,5 |
1,3 |
60 |
0,2 |
10,2 |
2,1 |
28,1 |
6,4 |
20 |
8,32 |
2,4 |
42 |
11,84 |
88,1 |
Газ |
|
|
2 |
217,0 - 218,0 |
1,0 |
0,19 |
0,5 |
1,3 |
50 |
0,1 |
7,1 |
2,1 |
28,1 |
6,4 |
20 |
8,32 |
2,4 |
37 |
11,84 |
88,1 |
Газ |
|
|
3 |
220,2 - 225,0 |
4,8 |
0,18 |
0,5 |
1,3 |
50 |
0,1 |
7,1 |
2,02 |
31,9 |
6,1 |
40 |
7,93 |
5,04 |
63 |
7,4 |
92,6 |
Газ |
|
|
4 |
226,4 - 232,4 |
6,0 |
0,18 |
0,5 |
1,3 |
50 |
0,1 |
7,1 |
2,1 |
28,1 |
6,4 |
40 |
8,32 |
4,8 |
62 |
11,8 |
88,1 |
Газ |
|
|
5 |
237,6 - 238,6 |
1,0 |
0,18 |
0,5 |
1,3 |
60 |
0,2 |
10,2 |
2,20 |
23,3 |
10,1 |
15 |
13,1 |
1,14 |
5 |
20,2 |
- |
Вода |
|
|
6 |
243,8 - 247,0 |
3,2 |
0,18 |
0,5 |
1,3 |
55 |
0,15 |
8,7 |
2,20 |
23,3 |
10,1 |
18 |
13,1 |
1,37 |
20 |
20,2 |
- |
Вода |
|
|
7 |
252,2 - 254,4 |
2,2 |
0,18 |
0,5 |
1,1 |
55 |
0,15 |
8,7 |
2,1 |
28,1 |
7,5 |
25 |
8,25 |
3,0 |
50 |
11,84 |
88,1 |
Газ |
|
|
8 |
275,4 - 280,4 |
5,0 |
0,175 |
0,5 |
0,53 |
60 |
0,2 |
10,2 |
2,0 |
32,9 |
5,6 |
35 |
2,97 |
11,8 |
74 |
6,5 |
93,5 |
Газ |
|
|
9 |
282,4 - 315,0 |
32,6 |
0,175 |
0,5 |
0,53 |
50 |
0,1 |
7,1 |
2,15 |
Кгз=0 30,0 |
6,6 |
5 |
3,5 |
1,4 |
20 |
9,4 |
- |
Вода |
К п. іст = Кп. фікт · 330 / ?Тгл · Сд , (9)
де: Кп. фікт - пористість визначена за величиною ?Т без введення поправки за глибину залягання; ?Тгл - інтервальний час у глинах на рівні залягання досліджуваних порід; Сд - коефіцієнт ущільнення, що вичислюється за формулою
Сд = · , (10)
де Кп - пористість визначена за даними АК без введення поправки за глибину, інші параметри розкриті нами у попередньому рівнянні.
Для газоносних пластів вводилась поправка на залишкову газонасиченість колекторів у зоні проникнення. Поправка К визначалась як відношення ?Тгаз / ?Твод у пластах приблизно з однаковою пористістю. Одержане значення пористості (або величина ?Т) перемножувалося на даний коефіцієнт К.
Для продуктивних пластів проводилась оцінка максимально можливої газонасиченості з використанням коефіцієнта зв'язаної води Кв.зв у колекторі.
Величина цього коефіцієнта обчислювалась за рівнянням
Кв.зв = 106,2 - 5,28 · Кп + 0,0684 · Кп 2 ,(11)
R2 = 0,92,
де: Кв.зв - коефіцієнт зв'язаної води, %; Кп - коефіцієнт відкритої пористості, %.
Нижче в таблицях 1 і 2 наведено результати інтерпретації матеріалів ГДС у свердловинах Дебеславицького газового родовища, в яких показані величини геофізичних параметрів ?І, ?Т, уп, обчислені за цими параметрами значення Кгл, Кп, Кг. Показана збіжність коефіцієнтів пористості, визначених методами акустичного і щільнісного гамма-гамма-каротажу. Виявлена недоцільність визначення коефіцієнтів газонасиченості за даними методу опору в умовах низьких мінералізацій пластових вод. Розроблені і наведені вище зв'язки підтверджуються даними геофізичних досліджень свердловин і використовуються для оцінки пористості і газонасиченості продуктивних відкладів Дебеславицького газового родовища як при оперативній інтерпретації, так і при підрахунку запасів газу.
Література
Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988, с. 175 - 186.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Способы возбуждения полей гамма-квантов с получением конкретных свойств среды: плотности и эффективного номера. Взаимодействие гамма-квантов с веществом. Плотностная модификация Гамма-Гамма каротажа. Селективная модификация Гамма-Гамма каротажа.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 05.02.2008История открытия и развития гамма-гамма методов. Область применения ГГК-П и решаемые задачи. Границы угольных пластов, определяемые по правилу полумаксимума аномалии. Аппаратура для скважинных измерений. Конструкции измерительных установок ГГК-П.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 14.05.2015Понятие и условия применения гамма-гамма каротажа как метода исследования разрезов буровых скважин, основанного на измерении рассеянного g-излучения, возникающего при облучении горных пород g-квантами средний энергии. Оценка его преимуществ, недостатков.
презентация [251,0 K], добавлен 09.05.2016Геофизические методы изучения геологического разреза скважин, основанные на измерении характеристик полей ионизирующих излучений, происходящих в ядрах атомов эдлементов. Аппаратура измерения гамма-излучения: газоразрядные и сцинтилляционные счетчики.
презентация [4,7 M], добавлен 24.11.2013Геофизические исследования скважин. Краткая характеристика главных особенностей применения метода естественной радиоактивности. Схематические диаграммы, полученные ядерными методами в разрезе осадочных пород. Спектрометрия естественного гамма-излучения.
реферат [629,5 K], добавлен 10.12.2013Содержание радиоактивных элементов в различных горных породах. Методы исследования разреза скважин. Исследование гамма-методом. Радиоактивность горных пород. Кумулятивная перфорация. Бескорпусные перфораторы. Определение пористости акустическим методом.
контрольная работа [3,7 M], добавлен 04.01.2009Понятие и содержание ядерной геофизики, ее структура и предмет исследования, признаки. Методы радиометрии: гамма-съемка и эманационная съемка. Измерение естественной и искусственной радиации. Концентрация, доза и мощность гамма-излучения горных пород.
презентация [621,4 K], добавлен 30.10.2013Методы ядерной геофизики, их широкое применение для поисков, разведки и разработки разнообразных полезных ископаемых. Рассеяние излучения с изменением длины волны (эффект Комптона). Плотностной гамма-гамма-каротаж в практике геологоразведочных работ.
курсовая работа [9,2 M], добавлен 25.03.2015Физические свойства горных пород и петрофизические характеристики Мыльджинского месторождения. Геологическая интерпретация геофизических данных. Физико-геологические основы и спектрометрическая аппаратура литолого-плотностного гамма-гамма-каротажа.
дипломная работа [4,0 M], добавлен 22.03.2014Физические основы метода естественного электрического поля, записываемые кривые и их интерпретация. Определение дефектов обсадных колонн. Типичные диаграммы электрического и ядерного методов ГИС. Определение пористости по данным гамма-гамма-метода.
контрольная работа [419,7 K], добавлен 04.01.2009Поняття та стадії розвитку латеральної і вертикальної фаціально-літологічної мінливості генетичного типу. Вивчення елювіального, субаерально-фітогенного та еолового рядів континентальних відкладів. Опис стратиграфічних підрозділів четвертинної системи.
реферат [46,9 K], добавлен 01.04.2011Основные характеристики речного бассейна, связанные с его гидрологическим режимом. Расчет испарения с поверхности воды и с поверхности суши разными методами. Изучение гидрометрических характеристик реки. Использование вероятности гамма-распределения.
контрольная работа [88,1 K], добавлен 12.09.2009Четвертинний період або антропоген — підрозділ міжнародної хроностратиграфічної шкали, найновіший період історії Землі, який триває дотепер. Генетична класифікація четвертинних відкладів, їх походження під дією недавніх і сучасних природних процесів.
контрольная работа [317,0 K], добавлен 30.03.2011Методологічні основи вивчення геоморфологічних особливостей. Історія дослідження геоморфологічних особливостей формування рельєфу Подільських Товтр. Процес формування верхньобаденських та нижньосарматських органогенних споруд, сучасні особливості гір.
курсовая работа [46,2 K], добавлен 22.12.2014Виды нейтронных методов. Процессы рассеяния и поглощения. Нейтронные свойства горных пород. Импульсный нейтронный каротаж. Пространственно-временное распределение тепловых нейтронов. Интерпретационные параметры. Нейтронный активационный гамма-каротаж.
презентация [1,0 M], добавлен 28.10.2013Особливості геологічної будови Сумської області. Докембрійські відклади, наявність у розрізі гіпсів й кам’яної солі у палеозойських шарах. Девонські відклади в районі м. Ромни на горі Золотуха. Різноколірні глини, алевроліти й пісковики пермської системи.
реферат [604,8 K], добавлен 21.11.2010Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 20.03.2014Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.
презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта. Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы. Нагнетательные и эксплуатационные скважины. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта.
курсовая работа [44,4 K], добавлен 17.12.2013Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
