21.Определение Кпр по гис.

Применение ГИС для определения k_пр позволяет составить подробные карты k_пp для объекта разработки, разделить площадь эксплуатируемой залежи на классы коллекторов по проницаемости. Наличие таких карт обеспечивает возможность: а) выбора наиболее оптимальных точек на площади для заложения эксплуатационной и нагнетательной скважины; б) прогнозирования хода разработки объекта эксплуатации при законтурном заводнении; в) оценки наиболее вероятной степени выработки объекта эксплуатации в целом и на отдельных, его участках, представленных коллекторами различных классов проницаемости.

Данные промысловой геофизики позволяют определять значение коэффициента проницаемости для пластовых пересечений в терригенном межзерновом гидрофильном коллекторе. Разработаны геофизические способы определения параметра k_пр в зоне предельной насыщенности продуктивного коллектора по его удельному сопротивлению и коллектора с любым характером насыщенности, в том числе в зоне предельной нефте(газо) насыщенности и в приконтурной водонефтяной (газоводяной) зоне по данным геофизических методов определения глинистости СП и ГМ. Аппаратура АИПД позволяет получать детальный профиль коэффициента эффективной проницаемости в пластовом пересечении коллектора.

Определение коэффициента проницаемости продуктивного коллектора по удельному сопротивлению. Физической основой для получения связи между удельным сопротивлением и коэффициентом проницаемости k_пр нефтегазоносного коллектора является уравнение Козени — Кармана

k_пр = k³_п.эф/(fT_фS²_ф),

где f — коэффициент, характеризующий степень отличия сечения перового канала от кругового; Т_ф, S_ф — соответственно извилистость и удельная поверхность фильтрующих каналов; k_т.эф — коэффициент эффективной пористости.

Для чистых песков, слабосцементированных песчаников и алевролитов величину k_в.св можно выразить как

k_в.св = S_фt_св/K_п

где t_CB -средняя толщина пленки связанной воды. Подставляя в формулу значение S_Ф и k_п.эф, получим:

k_пр=[k_пt²_cв(1-k_в.о)³]/(fT²k²_в.о).

Учитывая близость значений извилистости каналов фильтрации Т_ф и каналов прохождения электрического тока Т_эл для рассматриваемых коллекторов, а также выражение для параметра пористости Р_п = fT²_эл/k_п, из формулы вышеуказанной получим

k_пр=[t²_св(1-k_в.о)³]/(Р_пk²_в.o).

Подставляя k_в.o = Р_н^-1/2, приходим к выражению

k_пp = t²_cв(l-P_н^-l/n)³Р_н^n/2/P_п.

При n = 2

k_пр=[t²_св(1-Р_н^{-1/ 2})P^н]/Р_п

Данное выражение является физической основой определения k_пр по значениям геофизических параметров р_н и р_п, рассчитываемых по формулам на основе известных удельного сопротивления r_п коллектора в зоне предельной нефте(газо)насыщенности, коэффициента пористости коллектора k_п и удельного сопротивления пластовой воды р_в. Величину t_св задают на основе экспериментальных данных для изучаемого объекта. Так, можно вычислить t_св из уравнения подставляя в него значения Р_н, Р_н и k_пp, для пластов с известной по данным гидродинамических исследований или представительного керна проницаемостью, а затем использовать среднее значение t_св для данного объекта или зависимость между t_св и k_пр. При расчетах принимают обычно 0,4<t_cв<0,7 мкм.

Уравнение показывает, что должна быть связь между параметрами р_п и k_пр. Это подтверждается обширной практикой для различных нефтедобывающих районов. Разными авторами были получены аналитические или графические зависимости между р_н и k_пр слабоглинистых терригенных продуктивных коллекторов. Для слабоглинистых коллекторов предложена формула фирмы «Шлюмберже»: k_пр = 6,25- 10 ⁴k⁶_п.эфР²_н.

Для ряда нефтеносных объектов используют упрощенную формулу k_пр = аР_нв, где эмпирические константы а и в принимают различные значения для конкретных объектов. Так, по данным Е. И. Леонтьева, для пластов БВ8-10 Самотлорского месторождения а= 1,369, в = 0,99

Изложенный способ определения k_пр позволяет с достаточной для практики точностью определять его величину в зоне нефтяной или газовой залежи, где отсутствует подвижная остаточная вода. В приконтурной части залежи этот способ дает заниженные значения k_пр и поэтому не применим.

Определение коэффициента проницаемости коллектора по диаграммам СП и ГМ. Невозможность использования данных метода сопротивлений для определения параметра k_пр в водонасыщенных, частично нефте(газо)насыщенных коллекторах, а также в предельно нефте(газо)насыщенных коллекторах, глинистость которых изменяется в широком диапазоне, заставила разработать более универсальные, хотя и менее точные геофизические способы определения k_прпо данным методов ГМ и СП. Предпосылкой этих способов является наличие достаточно тесной корреляционной связи между параметром k_пр и параметрами k_гли h_гл, характеризующими глинистость коллектора. Поскольку геофизические параметры α_сп и DI_γ связаны соответственно с h_гл и k_гл, естественно предположить наличие связи между параметрами α_сп, DI_γ, с одной стороны, и k_пp— с другой. Корреляционная связь между α_сп и k_пp установлена для коллекторов продуктивных отложений крупнейших нефтегазодобывающих районов, в частности для Западной Сибири и Южного Мангышлака. Эта связь выражается уравнением регрессии a_сп =a+b lg k_пp, где значение эмпирических констант а и b различно для разных геологических объектов. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры α_сп и k_пр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с α_сп близким к 1, и высокой проницаемостью связь между α_сп и k_пр практически отсутствует, поскольку параметр k_пр таких коллекторов, зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен. Корреляционная связь между параметрами DI_γ и k_пр характеризуется уменьшением DI_γ с ростом k_пр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. В области высоких значений k_пp параметр DI_γ близок к нулю и параметр k_пр по величине DI_γ определить невозможно. Эта область также представлена породами с минимальной глинистостью, проницаемость которых зависит от медианного диаметра и степени отсортированности скелетных зерен. Л. П. Долиной показано, что при изучении отдельных геологических объектов для определения k_пp целесообразно использовать комплексный параметр α_сп /DI_γ= B. поскольку связь параметра В с k_пp оказывается более тесной, чем порознь между α_сп и k_гр или DI_γ и k_пр. Для основных продуктивных горизонтов месторождения. Узень связь между В и k_пp выражается полиномом: k_пр=aB³+bB²+cB + d, где а, b, с, d — эмпирические постоянные.

Определение параметра k_пр по величине В позволило составить карты проницаемости основных продуктивных горизонтов ряда нефтяных месторождений, которые хорошо объясняют особенности хода разработки.

Определение коэффициента эффективной проницаемости опробователями на кабеле. Опробование пластов приборами на кабеле, разработанное геофизиками, один из прямых методов установления продуктивности коллекторов. Аппаратура АИПД позволяет получить кривую восстановления давления в каждой точке разреза, где производят отбор пластового флюида, по которой можно рассчитать коэффициент эффективной проницаемости коллектора. 

Многозондовый прибор трехмерного акустического зондирования Sonic Scanner Н овый акустический сканер Sonic Scanner позволяет проводить различные типы акустических исследований, включая монопольные измерения на укороченном и удлиненном расстояниях между источниками и приемниками, метод скрещенных диполей и оценка качества сцепления цемента. Результаты интерпретации Sonic Scanner позволяют получать ценную информацию об условиях бурения и состоянии коллектора, на основе которой можно принимать решения, направленные на сокращение общих затрат при бурении, улучшение нефтеотдачи и повышение добычи. Многозондовый прибор трехмерного акустического зондирования SonicScanner предназначен для: -повышения качества анализа сейсмических данных и привязок; -определения анизотропии поперечных волн; -анализа механики горных пород; -анализ арежимов напряжений; -определения порового давления; -выбора положения и оценка стабильности ствола скважины; -выделения газосодержащих зон; -анализа подвижности флюида; -выделения открытых трещин; -выделения оптимальных зон перфорации и контроль выноса песка; -оптимизации депрессии на пласт; -оптимизации операций ГРП; -анализа качества цементажа.

2 вариант ответа:

Способы:

1. ГДК – гидродинамический каротаж. 4 графика

2. ЭК – электрический каротаж. Прямая зависимость. Коэффициент проницаемости Казими-Кармана.

3. αпс – f(Кпр). Прямая зависимость

4. η=f(Крп) – относительная глинистость. Обратная зависимость.

5. Кпр=f(Кп). Прямая зависимость

Дают оценку – 2, 3, 4, 5; определяют Кпр – 1

Кпр(абс)=QμL/FΔP; Кпр(неф)=Кпр(фаз)/Кпр(абс); Кпр(фаз)= Q(н,г,в)μ(н,г,в)L/FΔP; Q=2πКпрhэф(Pпл-Рзаб)/μln(Rк/Rc) – формула Дюпюн, Q-дебит

Rк – контур питания

Коэффициент проницаемости бывает трех видов:

1) Среднеарифметическое

2) Средневзвешаное. его целесообразно использовать, когда фильтрация флюида распространяется по пласту и тонкие прослои практически не оказывают влияния.

3)Среднегеометрическое. Это среднее необходимо брать, если фильтрация направлена по напластованию и частично по нормали пласта. Непроницаемые прослои оказывают незначительное влияние на среднее значение.

4) Среднегармоническое. Как поток, движущийся по нормали.

Как правило, коэффициент проницаемости по керну больше коэффициента проницаемости в скважине. Потому что по керну определяется коэффициент проницаемости по инертному газу. Но бывают случаи, когда коэффициент проницаемости по керну намного (а может быть в сто раз) меньше коэффициента проницаемости по фазе. Это для трещинного коллектора. Еще может оказывать влияние скин-эффект – это закупорка призабойной зоны пласта. Это когда коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта меньше коэффициента проницаемости удаленной зоны пласта. Для того чтобы избавться от этого эффекта надо провести повышение нефтеотдачи пласта. КИН – коэффициент извлечения нефти.