Информационная модель гис
Определение эффективной толщины, положения внк.
1) Величина hЭФ в однородном пласте-коллекторе определяется как мощность этого пласта, границы которого установлены по диаграммам ГИС.
В неоднородном пласте-коллекторе, содержащем прослои неколлектора, для расчета hЭФ из общей мощности пласта исключают мощность прослоев неколлекторов. Неколлекторы выделяют по данным микро-каротажа с учетом всего комплекса ГИС.
2) Если пласт-коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, что наблюдается в водонефтяной зоне «водоплавающей» нефтяной залежи, по данным электрометодов устанавливают положение ВНК или газожидкостного ГЖК контактов. Контакт нефть – вода в природных коллекторах не является четким, переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно на некотором интервале, который называется переходной зоной. Переходная зона в зависимости от геологического характера пласта и физико-химических свойств нефти и пластовой воды имеет мощность от одного до десятка метров; чем больше проницаемость пласта и чем меньше разница в плотностях нефти и воды, тем при прочих одинаковых условиях меньше мощность переходной зоны.
За условный ВНК (ГЖК) принимают уровень переходной зоны, на котором ее УЭС соответствует критической нефтегазоносности. Для большинства месторождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на 1-1,5 м. Рис 59.
Определение Кп по «уравнению среднего времени».
Пористость – совокупность пустот м/у частицами твердой фазы в абсолютно сухом состоянии горной породы. Пористость в основном определяет содерж в породах жидкостей и газов и яв-ся одним из основн параметров, характеризующих их коллекторск св-ва. Сп-б опред Кп осн на зависимости между интервалом времени распространения упругой волн в породах и Кп.
Неглин коллек
Кп м.б получен по з-ти ΔТ=f(Кп), полученный на основе обработки результатов измерений ΔТп в СКВ и лабораторном определении Кп. Полученных на представителях выборки образцов керна. Эта з-ть описывается уравнением:
ΔТп = Кп ΔТж + (1-Кп) ΔТск
Кп = (ΔТп – ΔТск)/( ΔТж - ΔТск)- ур-е Вилли
Глинистые коллек
ΔТп = Кп ΔТж + (1-Кп-Кгл) ΔТск+Кгл ΔТгл
Кп = (ΔТп- ΔТск)/( ΔТж- ΔТск)-Кгл(ΔТгл- ΔТск)/( ΔТж- ΔТск) Это общая Кп-закрытая=открытая,
ΔТск-интервальное время пробега волны в скелете, ΔТж-интерв время пробега в жидкости (снимаем чс палетки при С пластовой жидкости=250г/л, t=20. Рпл=20МПа),
ΔТп- в породе (напротив коллектора), Кгл=0,68∆Iγ
Однако это далеко не единственный метод, и, к сожалению, не самый действенный.
7. Учет влияния разработки месторождения на определение Кн.
8. Выделение коллекторов порового типа.
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 ;
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). 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.
2 вариант ответа:
Тип коллектора опред-ся на основе анализа всей геолого-г/ф инф по изучаемому объекту и интервалу разреза. По данным ГИС с достаточной степенью достоверности можно выделить 3 основных типа: поровый, порово-кавернозный и трещинный. Поровые коллекторы обычно выделяются по наличию прямых качественных признаков. По косвенным колич признакам их выделяют только в скв., в к-х по имеющимся материалу ГИС невозможно надежно установить проник-е промывочной жидкости в пласты из-за технологии, условий бурения скв или недостаточности выполненных исслед. При этом пористости пластов превышают нижние граничные знач Кп >Кп гр. (карбонатные породы: Кп=8%, Кг=10%; терригенные Кп=12%, Кгл=20%)
Прямые кач-е признаки колект, устан по матер ГИС в скв, пробур на РВО, основаны на формиров во времени зоны проник в пор-коллек. Поэтому они яв-ся наиб надеж способом выдел-я коллек-в. Рассмотрим более детально возможность и эффективность выделения коллек-в по этим признакам.
Наличие глинистой корки на стенке скв. Устан по диаграмме КВ, профилемера и коркомера. На кавернограмме корка устан по соотнош dс<dн, те в интерв уменьш фактич dс по срав с dн.
Наличие положит приращ на диагр МКЗ. Коллек выдел в участках разреза, где при невысок показ МКЗ наблюд превыш МПЗ над показ МГЗ. На диагр МБК и БК коллек отмеч расхожд-м показ зондов при практич совпад их в породах н/коллек., знак расхождения зависит от типа проникновения: при понижающем ρмбк<ρбк, при повышающем наоборот.
Наличие радиального градиента сопротивленийй. Яв-ся харак-м для коллек-в, тк в радиальном направлении УЭС коллек измен-ся: отличны сопр глин корки, промыт зоны и неизм части пласта. На диагр разноглуб зондов или на диагр БЭЗ(боковое Эл зондирование) критер выд-я колек яв-ся налич рад град сопр-я. В неколлек где нет ЗП этот признак отсутствует.
Временные замеры сопр-й. Замеры чаще всего выполняют БК иногда БМК(в скв с электропроводящ ПЖ). Коллек при повтор измер УЭС выд-ся по закономер измен во врем или после направленногоо воздействия на пласты показаний применяемых методов, исправ за влияние скв усл-й
Повторные замеры нейтронного каротажа. Измен в пласте показ во врем на диагр повтор замеров, выполн зондом в необсаж скв при постоянстве во времени показ этого зонда во вмещ пласт породах - яв-ся приз коллек, свидетельствующем о формир во врем зоны проник.
Использование данных ГТИ. Наиб информатив яв-ся пар-ры, регистр при ГТИ (геолого-технологич исслед):механич скорость бурения, расход и объем ПЖ, компонент состав УВ-газов, люминисценция и прористость шлама и керна.
9. Определение нефтенасыщенности по объемному водородосодержанию.
Кн=Vн/Vпор –характеризует долю объема порового пространства занятую нефтью, либо газом остальная часть пор занята либо связанной, либо условно подвижной водой.
W=Кп Кв
Кн = 1- W/Кв
Эта зависимость строится на образцах керна, отобранных на РНО, тк керн не контактирует с фильтратом бур р-ра, а отбир-ся в естеств условиях. После этого р-р меняют на РВО и замеры сопротивления проводят на РВО. Затем сопоставляют рез-ты