Материал: Геология пласта

Коэффициент общей пористости связан с объёмной плотностью следующим выражением:

Кп= (dтф- dоб)/ (dтф- dф) (3.15)

где dт.ф., dф , dоб - минеральная плотность пород, плотность флюида заполняющего поровое пространство и объемная плотность породы.

Если плотность твердой фазы являеться постоянной величиной, то для определения коэффициента пористости можно воспользоваться формулой 3,15. Если же плотность твердой фазы зависит от литологии, то это необходимо учитывать при обосновании зависимости Кп=f(dп).

3.2.4 Определение пористости по данным ГГКП

Преимуществом этого метода ГИС для оценки Кп является отсутствие влияния глинистости и карбонатности. Определение пористости по ГГК сделано только по пяти скважинам, в которых были записаны кривые объемной плотности.

На рисунке 3.8 представлена зависимость коэффициента пористости от плотности для сухих образцов пород, построенная по данным керна. По этой зависимости были получены эмпирические уравнения для пород с различной плотностью.

Коэффициент пористости сухих образцов для пород с плотностью меньше 1,9 г/см3 определяется уравнением Кп = -44,516δп + 112,23; для пород с плотностью больше 1,9 г/см3 уравнением Кп = -34,969δп + 94,415.

Рис.3.8 Зависимость Кп=f(δп) для сухих образцов для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

-        керн по скважине № 24; 2- песчано-алевритовые породы; 3- породы с плотностью твердой фазы больше 2,75 г/см3; 4-породы с плотностью твердой фазы от 2,6 до 2,72 г/см3

На рисунке 3.9 представлена зависимость коэффициента пористости от плотности для водонасыщенных образцов пород, построенная по данным керна. По этой зависимости были получены эмпирические уравнения для пород с различной плотностью.

Коэффициент пористости по данным ГГКП для водонасыщенных образцов рассчитывался следующим образом:

для пород с плотностью меньше 1,9 г/см3 по уравнению Кп = -80,233δп + 202,27;

для пород с плотностью больше 1,9 г/см3 по уравнению Кп = -51,114 δп + 139,12

На рисунках 3.8,3.9, желтым цветом выделены данные по скважине №24. Они были отбракованы нами как аномальные и, скорее всего, ошибочные.

Рис. 3.9. Зависимость Кп=f(δп) для водонасыщенных образцов. для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

Обозначения: 1-керн по скважине № 24; 2-песчано-алевритовые породы; 3- породы с плотностью твердой фазы больше 2,75 г/см3; 4-породы с плотностью твердой фазы от 2,6 до 2,72 г/см3

3.2.5 Определение пористости по данным АК

Акустическим методом исследованы 10 скважин Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, по данным которые присутствовали у меня была иследованна одна скаженна. Применение акустического метода для оценки Кп в данном разрезе ограничено из-за влияния газа на показания АК, приводящего к завышению Кп, также акустический метод также не может использоваться для оценки Кп в отложениях сеномана, которые характеризуются низкой степенью сцементированности пород.

3.2.6 Определение пористости по данным НК

Как отмечено в отчете по подсчету запасов определение пористости по данным НК не корректно по следующим причинам:

-           в разрезе отсутствуют надежные опорные пласты с известными коэффициентами пористости;

-        на показания нейтронного метода существенное влияние оказывает глинистость отложений. Отсутствие необходимых керновых исследований не позволяет получить зависимость Кгл(Сгл)~ГК или Кгл(Сгл)~СП для введения поправки за глинистость при расчете Кп по НК;

         также необходимо отметить, что определения Кп по нейтронному методу возможны только в интервалах нефте- или водонасыщенных коллекторов и невозможны в газонасыщенных прослоях из-за влияния газа на показания НК, приводящего к занижению величин Кп.

Тем не менее нами было выполнено определение Кп по НК осуществлялась по показаниям НК в опорных пластах, с помощью которой производится нормирование диаграммы НК.

В качестве опорных пластов выбирались: чистый песчаник с минимальными показаниями НК (wS=40%); плотный пласт с максимальными показаниями НК (wS=10%).

Полученные выше изложенным способом для двух опорных пластов, две пары значений показаний НМ (Jнм) и водородосодержания (WS) наносятся в виде двух точек на график Jнм = f(WS), точки соединяются прямой (рис.3.10). Такая зависимость служит для определения водородосодержания «чистых» песчаников и глин, которая строится для каждой скважины.

Коэффициент пористости определяли по следующей формуле:

Кп = WS - ωтф,

где ωтф - поправка за водородосодержание твердой фазы.

Поправку ωтф определяли с помощью зависимости ωтф = f(αпс)

Полученное уравнение взято из подсчета запасовωтф=-10αпс+12 находим поправку за водородосодержание твердой фазы. Затем рассчитываем коэффициент пористости по выше указанной формуле.

3.2.7 Определение пористости по данным ПС

Для определения пористости пород с помощью метода ПС, по данным лабораторных исследований керна и данным промыслово-геофизических материалов, был построена и рассчитана корреляционная зависимость коэффициента пористости и относительного параметра aпс .

На рисунке 3.11 приведено распределение коэффициента пористости, определенного по керну. По этому рисунку можно увидеть, что наиболее вероятное значение Кп глин равняется 13,5, Кп чистых песчаников - 38,5.

Таким образом, коэффициент пористости по данным ПС рассчитывался по уравнению:

Кп=25αпс+13,5.

3.2.8 Анализ результатов определения пористости

Достоверность определения коэффициента пористости по материалам ГИС оценивается, как правило, путем сопоставления полученных результатов с лабораторными определениями Кп на представительном керне. Как известно, керн считается представительным при его выносе более 80% и количестве образцов не менее 3-5 на метр разреза.

Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по различным методам ГИС, представлено на рис. 3.13. Нейтронный метод занижает показания пористости. Это связано с тем, что залежь газонасыщенная, и данный метод для определения Кп пород использовать не рекомендуется.

Рис 3.13. Сопоставление Кп =f(Кп ггкп, Кп нк, Кп апс), для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение

3.3 Определения характера насыщения

Общая схема выделения нефтегазонасыщенных отложений состоит из следующих этапов. Вначале геолого-геофизической корреляцией разреза выделяются интервалы известных и перспективных нефтегазоносных комплексов. В этих интервалах находятся региональные и локальные глинистые покрышки. Под глинистыми покрышками локализуются интервалы коллекторов с повышенными кажущимися сопротивлениями зондов больших размеров (4-х и 8-ми метровые зонды БКЗ, ИК) по сравнению с окружающими глинами и явно водоносными коллекторами. После этого определяется характер насыщенности по критическим значениям геофизических параметров.

По характеру насыщенности коллекторы разделяются на три категории: нефте- или газонасыщенные, водонасыщенные и перспективные на нефтегазонасыщенность - «неясные» по каротажу.

Пласты с «неясной» характеристикой находятся в зоне неоднозначной интерпретации данных каротажа, которая образуется между двумя критическими отсечками параметров - нижними и верхними значениями. Нижняя отсечка устанавливается таким образом, чтобы не пропустить нефтегазонасыщенные пласты в разряд водонасыщенных, а верхняя должна выделять нефтегазонасыщенные пласты с оптимальной эффективностью. Чем уже диапазон изменения параметра между этими отсечками, тем меньше число пластов с «неясной» характеристикой и тем выше общая эффективность каротажа. Наличие пластов с «неясной» характеристикой является основной причиной снижения эффективности каротажа. При испытании пластов с «неясной» характеристикой примерно половина из них дает приток нефти и газа, но часть пластов с «неясной» характеристикой не испытывается, ввиду этого могут быть случаи пропуска нефтяных и газовых залежей. Поэтому для повышения эффективности каротажа при выявлении нефтегазонасыщенных пластов основное внимание должно быть уделено уменьшению количества пластов с «неясной» характеристикой.

Основными параметрами для выявления нефтегазонасыщенных отложений, являются: удельные электрические сопротивления коллекторов, коэффициент увеличения сопротивления и коэффициент нефтегазоносности при соблюдении требуемой точности их определения.

Характер насыщения коллекторов определяется следующим условием:

рп ≥ рнпкр - нефть, газ; рп ≤ рвпкр - вода; рвп ‹ рп ‹ рнпкр - не ясно

Критические УЭС рнпкр (критическое значение сопротивления нефтеносного пласта) и рвпкр (критическое значение сопротивления водоносного пласта) определяются построением статистических распределений рп (сопротивление исследуемого пласта) или его сопоставлением с другими геофизическими параметрами для нефтегазонасыщенных и водонасыщенных коллекторов по испытанию.

В способе статистических распределений рнп и рвп по испытаниям нефтегазоносных и водоносных пластов строятся дифференциальные статистические распределения рнп и рвп. На кривых распределения находят две точки, соответствующие рнпкр и рвпкр , которые должны исключать пропуск залежей.

Статистические распределения рнпкр и рвпкр можно построить только при наличии нескольких десятков испытаний нефтеносных и водоносных пластов. При поисково-разведочных работах эта информация накапливается постепенно. Поэтому критические рнпкр и рвпкр первоначально определяются для отдельных нефтегазоносных комплексов изучаемого района, а затем уточняются для каждой залежи, отдельно для песчаников, а также алевролитов и глинистых алевролитов.

Для разделения коллекторов на нефтеносные и водоносные по способу сопоставления рп с другими геофизическими параметрами, рп сопоставляется с теми геофизическими параметрами, на которых отражается глинизация коллекторов и связанные с этим изменения критических величин рнпкр и рвпкр. При изучении полимиктовых отложений наилучшие результаты дают сопоставления рп с αпс и рвп. Исходя из этого, по испытанным продуктивным и водоносным пластам строятся графики сопоставлений рп = ѓ(αпс) или рп = ѓ(Кп) и на них проводятся две разграничивающие линии, разделяющие поле графика на три зоны: с притоками нефти, нефти с водой или воды. Координаты точек на этих линиях соответствуют критическим рнпкр и рвпкр, плавно изменяющимся, в зависимости от степени глинизации коллекторов. Поэтому при одинаковом объеме использованной информации способ сопоставления может дать более точные результаты по оценке характера насыщенности коллекторов, чем способ статистических распределений.

Оценка насыщения коллекторов по параметру насыщенияопределяется следующим условием:

Рн ≥ Рнкрн - нефть, газ; Рн ≤ Рнкрв - вода; Рнкрв › Рн ‹ Рнкрн - не ясно

Критические значения параметра насыщения (Рнкр) зависят от литологии коллектора и изменяются в широких пределах от 1 до 3.

При оценке насыщения коллекторов по Рн для расчета этого параметра необходимо знать значения рв, рвп, рп.

Для повышения эффективности оценки насыщения коллекторов критические значения Рн установлены по литотипам.

Истинные коэффициенты нефтегазонасыщенности по каротажу сравниваются с максимально возможными по керну для одних и тех же коллекторов. Так как оба коэффициента определяются с учетом влияния глинистости, то критическая отсечка по их соотношению должна быть единой для всех глинистых коллекторов. Истинный коэффициент нефтегазонасыщенности коллекторов определяется по параметру насыщения через коэффициент водонасыщенности.

В общем виде коэффициент нефтенасыщенности определяется как:

Рп = а*Кп-m = rвп / rв ;

Рн = b*Кв-n = rнп / rвп = rнп / (Рп * rв );

Кв = (b/Рн)1/n ;

Кн = 1 - Кв = ((a*b*rв) / ( rп *Кпm))1/n;

где :

а,b - литологические константы;,n - структурный коэффициент и показатель смачиваемости;

rп - удельное сопротивление пласта;

rв - сопротивление пластовой воды при пластовой температуре.

Результаты определение Таблица 3 (приложение 4)

4. Безопасность и экологичность проекта

.1 Требования к подготовке скважин

Подготовленность буровой и скважины в соответствии с требованиями типовых и индивидуальных проектов проведения промыслово-геофизических работ оформляется актом, подписанным буровым мастером, ответственным представителем заказчика и электриком.

Акт передается начальнику партии перед производством работ. При отсутствии акта начальник партии не имеет права приступать к производству ПГР.

В случае отклонения технических требований на подготовку скважины, ПГР в ней могут, производится только при наличии письменного согласованного решения руководства заказчика и предприятия и соблюдения мер, обеспечивающих безопасность проведения работ.

Перед буровой установкой со стороны приемных мостков на расстоянии не менее 30 м. От устья скважины должна быть оборудована площадка размером 10*10 м, пригодная для установки геофизического оборудования: лаборатории, станции, подъемника, прочего геофизического оборудования. Площадка должна обеспечивать горизонтальное расположение подъемника, станции и лаборатории относительно плоскости устья скважины.

У края площадки, предназначенной для размещения лаборатории и подъемника, должен устанавливаться электрический щит с рубильником, штепсельным разъемом на 25 А и напряжением не ниже 380В, а также заземляющим контактом, соединенным с контуром заземления буровой установки. Электрощит должен питаться непосредственно от распределительного щита трансформатора. Подключение к этой линии других потребителей электроэнергии на время производства геофизических работ запрещается. Проверка изоляции электрической и исправности заземляющих цепей производится электриком заказчика. Результаты этих проверок отражаются в акте проверки готовности скважины к проведению ПГР.

Все посторонние предметы в зоне между площадкой и устьем скважины, препятствующие проведению ПГР, должны быть удалены. Буровой инструмент и инвентарь должны быть размещены и закреплены так, чтобы не мешать работе геофизической партии.

Ротор, полы буровой и приемных мостков должны быть исправны и очищены от бурового раствора, нефти, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки, предотвращающие скольжение персонала.

Наземное оборудование скважины должно быть исправно, чтобы обеспечить возможность его использования во время производства ПГР.

ПГР могут производиться с применением блок баланса или системы роликов подвесного и оттяжного. Подвесной ролик должен крепиться к крюку талевого блока, оттяжной-к основанию вышки. В основании вышки на уровне пола буровой должно быть предусмотрено устройство (балка, кронштейн с крюком или отверстием) для крепления оттяжного ролика. Все узлы крепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 15 тс.

В бурящихся скважинах при снятом роторном столе или превышении фланца обсадной колонны относительно пола буровой более чем на 0,5 м. Над устьем скважины должна сооружаться рабочая площадка размером не менее 2,5х2,5 м с металлическим или деревянным настилом, огражденная перилами. Толщина деревянного настила должна быть не менее 40 мм.

К устью скважины должна подводиться гибким шлангом техническая вода для очистки геофизического кабеля и мойки скважинных приборов, в зимнее время горячая вода или пар.