49. Геолого-статистический разрез и его использование

Геолого-статистический разрез (ГСР) – кривая вероятностей появления коллектора в интервале продуктивного горизонта, построенная по данным разрезов скважин, пробуренных на изучаемой площади. Для построения используют диаграммы ГИС. Позволяет судить о степени выдержанности проницаемых прослоев по площади и разделов между ними.

3 модели пласта:

• монолитный пласт – коллектор с линзовидными прослоями непроницаемых пород.

• переслаивание выдержанных по площади проницаемых прослоев и в такой же степени выдержанных по площади непроницаемых разделов между ними. При изменении давления в одном прослое оно не изменяется в другом.

• продуктивный горизонт, сложенный преимущественно непроницаемыми породами с линзообразно залегающими разобщенными проницаемыми прослоями. Разрабатываются без перераспределения давления.

14

. 59. Реперы, прослеживаемые при корреляции разрезов скважин.

Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Выделение реперов и реперных границ позволяет установить характер на­пластования пород в изучаемом разрезе. Реперы или реперные гра­ницы необходимо выделять в пределах продуктивного горизонта, а также непосредственно выше его кровли и ниже подошвы.

По корреляционной значимости реперные пласты разделяют на категории. К I категории относят реперы, фиксируемые на каро­тажных диаграммах всех пробуренных скважин.

Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и по­всеместно распространены, но из-за литолого-фациальной измен­чивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно.

К III категории относят реперы, которые прослеживаются в части скважин. Обычно это прослои небольшой толщины, фикси­руемые на каротажных диаграммах по характерной конфигурации одной или нескольких кривых ГИС.

15.

32.Анизотропия продуктивных пластов.

Анизотропия – изменение проницаемости, свойственное пластам-коллекторам различие в проницаемости по направлению параллельном и перпендикулярном напластованию, обусловленное ориентацией частиц пород при осадконакоплении и различной степенью цементации в этих направлениях. Для коллектров порового типа К_гор>К_верт, а для коллекторов трещиноватых типов наоборот.

, где К_гор: проницаемость по напластованию, К_вер: проницаемость по толщине.

18

. Карты распространения пластов коллекторов, их построение и назначение

Т.к. геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для них строят специальную карту.

На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и т.д), что позволяет показать их изменение по площади залежи.

Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.

19.

Коллекторы кавернового типа. Их свойства и геолого-промысловые особенности.Кавернозность г.п. обуславливается существующих в них вторичных пустот неправильной формы-каверн.

Каверны- пустоты, которые имеют размер в 3-ех взаимно перпендикулярных направлениях более 2-ух мм.

Различают:

• Микрокаверны (большое количество мелких пустот с диаметром до 2 мм.)

• Макрокаверны –(крупные пустоты до несколько см.)

Если порода кавернозна

Если поры+каверны

20.

• коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,

где n – число прослоев коллекторов в i –й скважине, N – число скважин.

Если весь эксплуатационный объект представлен одним проницаемым прослоем, то K_р=1

25. Абсолютная проницаемость – порода насыщенна однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Значение К_пр определяют по керну на основе линейного закона Дарси: υ=K_пр ∆P/μL где υ – скорость фильтрации, ∆P – перепад давления, L – длина образца, μ – вязкость. Скорость фильтрации: υ = Q/F. Q это объемный расход жидкости через образец в единицу времени. F это площадь фильтрационного сечения образца. Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой полученной из выше перечисленных формул: Q/F=K_пр ∆P/μL=> K_пр. = QμL/∆PF=[м²]

26.

• коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,

где h_эф – эффективная толщина пласта в скважине, N – число скважин.

Если K_р<2,5 , K_песч >0,75 – пласт условно однородный

K_р>2,5, K_песч<0,75 – пласт неоднородный

29.

Относительная проницаемость К_пр.о породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований показана на графиках ( зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработке степени насыщенности пустотного пространства разными факторами)

30.

Участки сплошного распространения коллекторов, полулинзы, линзы

Площадь сплошного распространения коллекторов (СПР) – зоны получающие воздействие вытесняющего агента не менее чем с 2-х сторон, по встречным напрвлениям.

Площадь полулинз – зоны получившие воздействие одностороннее, вытеснение нефти одностороннее. При этом между последним рядом добывающих скважин и границей СПР остаются участки не вовлеченные в процесс разработки.

Площадь линз – участки не испытывают воздействия вообще.

31.

.Исходные данные и задачи, решаемые с помощью детальной корреляции разрезов скважин

На разрабатываемых месторождениях при детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, которые комплексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др. Чем шире комплекс привлекаемых данных, тем надежнее будет проведена детальная корреляция.

Решаются задачи:

• выделение границ продуктивных горизонтов

• определение расчлененности на прослои

• выявление проницаемых и непроницаемых пород

• выявление характера изменчивости по площади каждого пласта

• положение стратиграфических и др. несогласий

• надежность конечного коэффициента нефтеизвлечения.

32.

пористостью г.п. понимается наличие в ней первичных межгранулярных или межзерновых пор, гранулометрического состава пород и степени сцементированности.

Пористость: Полная (абсолютная),Открытая,Эффективная,Динамическая

Количественно выражается через коэффициент пористости.

Эффективная пористость – объем пространства, способного вместить нефти и газа за вычетом остаточной нефтенасыщенности

Динамическая пористость – объем пор, в котором возможно движение нефти и газа при извлечении из пласта.

По размерам пор выделяют:

• Сверх капиллярные (диаметр пор более 0,5 до 2-ух мм). Жидкость активная и свободно перемещается

• Капиллярные (диаметр пор от 0,5 до 0,0002 мм.) может происходить движение жидкости, но под влиянием капиллярных сил

• Субкапиллярные (диаметр пор менее 0,0002 мм.) жидкость перемещаться не может. Это непроницаемые породы.

0-5%- пренебрежительно малая пористость

5-10%-плохая пористость

10-15-удовлетворительная пористость

15-20-хорошоя пористость

20-25-очень хорошая пористость

34.

Геологическая неоднородность продуктивных горизонтов.

Под геологической неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залежи и физических свойств коллектора в пределах продуктивного пласта. Оказывающую существенное влияние на распределение запасов УВ в пределах залежи и условной их выработки. В нгпг выделяют макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов.