Определение коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов

Степень нефтегазонасыщения коллекторов характеризуется параметром насыщения

где ρ_нп - удельное сопротивление породы при данном значении коэффициента нефтегазонасыщенности К_нг.

ρ_вн - удельное сопротивление той же породы, полностью насыщенной пластовой водой

Связь между Р_н и коэффициентом нефтегазонасыщенности К_нг или коэффициентом водонасыщенности К_в=1-К_нг выражается формулой

где α_н - некоторая константа изменяющаяся для разных пород от 0,4 до 0,6;

п - показатель смачиваемоети, возрастающий с увеличением степени гидрофобности коллектора; например, для терригенных коллекторов его значения изменяются от 1,8 для гидрофильных пород до 2,2 для слабогидрофобных пород.

На рис. 3 представлены графики зависимости Р_н=f(К_в) для наиболее часто встречающихся типов нефтегазонасыщенных коллекторов. С их помощью можно определить величину К_нг коллекторов по данным измерений в скважинах методами сопротивления.

Задачи

1. Определить коэффициент нефтенасыщенности гидрофильного песчаника, у которого ρ_нп=80 Ом м, ρ_вп=0,8 Ом м.

2. Удельное сопротивление нефтенасыщенного гидрофильного песчаника ρ_нп=120 Ом-м. Определить коэффициент нефтенасыщенности, если коэффициент пористости песчаника К_п=22%, сопротивление пластовой воды ρ_в=0,05 Ом-м.

3. Удельное сопротивление нефтенасыщенного гидрофильного песчаника ρ_нп=100 Ом-м, удельное сопротивление зоны проникновения ρ_зп=25 Ом-м. Сопротивление бурового раствора ρ_с=1 Ом-м, сопротивление пластовой воды ρ_в=0,05 Ом-м, температура пласта 20°С, Сгл 15%. Исходя из типа коллектора и условий его вскрытия, полагаем, Z=0, К_но=40°/о. Определить коэффициент нефтегазонасыщенности пласта.

4. Коэффициент пористости нефтенасыщенного песчаника К_п=20%, удельное сопротивление песчаника ρ_нп=80 Ом-м, удельное сопротивление пластовой воды ρ_в=0,05 Ом-м. Определить извилистость токоподводящих каналов водонасыщенного коллектора Т_в и того же коллектора, но нефтенасыщенного Т_н. Объяснить различие между ними.

УКАЗАНИЕ. Т_н следует рассчитать по формуле

Практическая работа №2 выделение коллекторов в песчано - глинистом разрезе. Определение коэффициента пористости песчанных коллекторов по диаграммам пс

В песчано-глинистых разрезах коллекторами являются наименее глинистые песчаные породы. Их пористость и проницаемость при прочих равных условиях (степень отсортированности зерен скелета; уплотнительность породы) тесно связан с содержанием глинистого цемента и уменьшаются с ростом последнего. Для выделения коллекторов необходимо знать нижние пределы пористости и проницаемости (верхний предел глинистости), соответствующие границе коллектор - не коллектор когда пласт начинает отдавать нефть, (газ).

Как известно, диаграммы ПС расчленяют разрезы скважин на пласты по степени их глинистости, поэтому являются эффективным средством для выделения коллектор песчано-глинистых разрезах, а в комплексе с диаграммой КС стандартного зонда - для определения характера насыщения коллекторов.

Так как на диаграмме ПС нулевая линия отсутствует, за условный нуль отсчета естественных потенциалов принимают "линию глин" - прямую, проведённую параллельно оси глубин диаграммы через участки кривой ПС, соответствующие пластам глин.

При _ф_в (обычное для практики соотношение удельных сопротивлений фильтрата бурового раствора и пластовой воды в начальный период разработки нефтегазовых месторождений) линия гл.ин проходит по участкам кривой ПС с максимальными значениями естественных потенциалов. Против неглинистых пластов кривая ПС отклоняется от линии глин в сторону меньших значений естественных потенциалов, образуя симметричные относительно середины пластов минимумы.

Минимальное показание кривой QC против середины пласта, отсчитанное от линии глин, называется амплитудой ПС и обозначается ∆Uпc. Амплитуда ∆Uпc растет с уменьшением глинистости пласта максимальна против чистых, неглинистых песков и песчаников.

Таким образом, задача выделения коллекторов по диаграмме ПС сводится к определению границ пластов равного литологического состава и нахождению минимального значения ∆Uпc, которое является границей коллекторов в разрезе данной скважины.

Границы пластов большой мощности проводят через точки кривой ПС, отстоящие на половину максимального отклонения кривой ПС против пласта относительно вмещающих пород. В пластах ограниченной мощности указанные средние точки кривой ПС смещены наружу от границ пласта. Если удельные сопротивления пласта и вмещающих пород не равны между собой, средние точки, ограничивающие аномалию кривой ПС по мощности, смещены относительно границ пласта в сторону среды более высокого сопротивления.

Практически во всех случаях границы пласта можно приближенно найти по точкам перегиба кривой ПС, которые соответствуют наибольшему градиенту естественного потенциала.

Значения ∆Uпc, соответствующие границе коллектор - не коллектор, в общем случае устанавливают сопоставлением амплитуды ∆Uпc с гидродинамическими характеристиками одних и тех же пластов. В терригенных отложениях карбона и девона нефтяных месторождений Башкирии и Татарии граничное значение амплитуды ПС для коллекторов составляет примерно 0,6 максимальной амплитуды ПС против чистых неглинисгых песчаников.

Для выделения коллекторов в терригенном разрезе поступают следующим образом.

На диаграмме ПС, дополнительно к линии глин проводят «линию неглинистых песчаников» - прямую, параллельную оси глубин диаграммы через участки кривой ПС с минимальными по разрезу показаниями. Затем в интервале между линиями глин и не глинистых песчаников намечают положение границы коллектор - не коллектор.

Соответствующая границе линия отстоит от линии глин на 0,6 ширины всего интервала между линиями глин и ∆Uпc ∆U^гран. могут быть отнесены к коллекторам.

Пример выделения коллекторов в песчано - глинистом разрезе по диаграмме ПС приведён на рис.1. Линия не глинистых песчаников проведена по расчетному значению потенциала Епс для не глинистого песчаника, найденного способом, который рассмотрен ниже.

Характер насыщения песчаных коллекторов качественно можно установичь по кривой КС стандартного зонда. Если кажущееся сопротивления пласпесчаника более кажущегося сопротивления глин, песчаник нефтенасыщен. Когда различие в кажущихся соппотивлениях песчаника и глин мало, песчаник водонасыщен( см. рис. 1).

Определение коэффициента пористости песчаников по диаграммам ПС основано на существовании для песчано - глинистых пород тесно связан, во- первых, между их пористостью и глинистостью и, во - вторых, между глинистостью и показаниями кривой ПС. Ниже рассматривается методика определения коэффициента пористости по кривой ПС на примере песчаников Арланскои группы месторождений Башкирии.

Определение коэффициент пористости производится в следующей последовательности,

На диаграмме ПС проводят линю глин. Для коллекторов отсчитываю амплитуду ∆Uпc от линии глин. Если пласт литологически однородный, кривая ПС симметрична относительно середины пласта, отсчёт ∆Uп делают в точке минимума кривой ПС в середине пласта. Если пласт литологически неоднороден и кривая ПС изрезана в интервале пласта, то предварительно осредняют кривую ПС в средней части пласта.

Рассчитывают скважинный потенциал ПС пласта Е ^к_пс по формуле:

Где Vnc - поправочный коэффициент, учитывающий влияние удельного сопротивления пласта р_п, вмещающих пород р_вм ограниченной мощности пласта Н на величину ∆Uпc. Значение ν_nc определяют по известным величинам отношений H/d_с и р_п/p_с с помощью палеток на рис. 2,а для случая, когда р_п = р_вм > p_с и на рис. 2,б случая, когда р_п > р_вм = p_с .

Практически при выборе требуемой палетки руководствуются следующим. Если по кривой КС стандартного зонда кажущееся сопротивление против пласта мало отличается от кажущегося сопротивления против вмещающих пород, используют палетку на рис. 2а, Если же КС против пласта намного выше КС против вмещающих пород берут палетку на рис. 2,б.

В этом же разрезе выделяют опорный пласт-пласт чистого неглинистого песчаника, характеризующийся максимальной амплитудой , для которого описанным выше способом находят скважинный потенциал ПС .

Может оказаться, что опорный пласт отсутствует в части продуктивной толщи, вскрытой скважиной. Тогда находят расчетную величину с помощью графика зависимости на рис.3. Величину р_ф определяют по известному Рс и помощью кривых на рис.4, для температуры 20°С.

Зависимость скважинного потенциала неглинистого песчаника , принятого за опорный пласт, от р_ф • р_в = 0,05 Ом-м.

Рассчитывают относительный параметр и по графику на рис. 4 находят коэффициент пористости исследуемого пласта.

'

ПРИМЕЧАНИЕ. При выделении коллекторов следует всегда проверять положение линии неглинистых песчаников по графику на рис.3.

Исходные данные и результаты расчетов рекомендуется представлять в следующей форме

Интервал пласта, м	h, м	ρп,, Ом м	∆ U пс, мв	νпс	Ечпс, мв	άпс	Кп, %
1298,6-1310,8	12,2	18	84	1	84	0,92	25,9
1320,6-1324,0	3,4	2	82	1	82	0,88	25
1330,0-1333,2	3,2	1	64	1	64	0,67	21,3

В качестве примера в таблице представлены исходные и расчетные данные для пластов-коллекторов, выделенных по диаграмме ПС на рис.1. В таблицу не включены следующие данные:

значение ρ_ф=1,35 Ом м найденное по известному ρ_с=1,8 Ом м с помощью палетки на рис.4 для t_n=20°C;

Е^оп_пс=93 мв, соответствующее значению ρ_ф=1,35 Ом м по графику на рис.3

Поправочный коэффициент v_nc определен по палетке на рис.2,а

Задача.

По диаграмме ПС и КС стандартного зонда выделить коллекторы в разрезе скважины и дать качественную оценку характера насыщения их. Определите коэффициент пористости коллекторов по диаграмме ПС. Для нефтенасыщенных пластов определить коэффициент нефтенасыщенности. УКАЗАНИЕ. Коллекторы представлены среднесцементированными гидрофильными песчаниками. Сопротивление пластовой воды ρ_в=0,05 Ом м.

Практическая работа №3

ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СВАЖИН,

ВыдеЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ И ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ИХ ПО ДИАГРАММАМ СТАНДАРТНОГО ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

Литологическое расчленение разрезов скважин сводится к определению границ и литологического состава пластов. Границы пластов находят по правилам, рассмотренным выше при интерпретации диаграмм отдельных методов. Литологическую характеристику пород устанавливают по сумме геофизических признаков.

В табл.1 перечислены признаки на диаграммах стандартного геофизического комплекса для основных типов осадочных пород. На рис. 2 дана соответствующая им типичная конфигурация кривых геофизических методов. Необходимо помнить, однако, что в отдельных случаях тот или иной геофизический признак может не соответствовать данному типу породы. Например, каверна в глинах может отсутствовать; против пласта -коллектора на стенке скважины не образуется глинистая корка, тогда показания будут близкими между собой на кривых микропотенциал-зонда и микроградиент-зонда и т.д. Поэтому для точной характеристики литологического состава пород следует учитывать как можно большее число геофизических признаков.

Во-вторых, наряду с породами достаточно ясно выраженных типов в разрезе скважины могут присутствовать всевозможные переходные разности от одного типа к другому. Пласты могут быть относительно однородными, значительной или достаточной для исследования мощности, либо представлять собой тонкое переслаивание пород равного типа. В слоеных случаях пород промежуточных типов и неоднородных пластов однозначно расчленить разрез скважины на основании одних геофизических данных затруднительно. Тогда на литологической колонке указывается вероятный тип породы, который затем уточняется, по данным литолого-петрографических исследований на образцах, взятых из неясных интервалов разреза.

Выделение коллекторов проводят по совокупности геофизических признаков, свойственных тому или иному типу коллектора. Различают три основных типа коллекторов.

ПЕРВЫЙ ТИП - гранулярные коллекторы с межзерновой пористостью. Характерной их особенностью является способность фильтровать буровой раствор с образованием глинистой корки на стенке скважины и зоны проникновения в призабойной части пласта. К гранулярным относится большинство терригенных коллекторов, в также карбонатные коллекторы о повышенной межзерновой пористостью.

Коллекторам данного типа (№ 2,5 рис.2) соответствуют следующие характерные геофизические признаки, позволяющие достаточно уверенно выделять их по диаграммам стандартного геофизического комплекса.

1. Отрицательная аномалия ПС, амплитуда которой ∆U_пс максимальной амплитуда для неглинистых песчаников.

2. Наличие зоны проникновения, устанавливаемое при количественной обработке данных электрометрии скважин, либо по двум зондам методов сопротивления, имеющим различную глубину исследования

3. Сужение диаметра скважины по сравнению с минимальным диаметром.

4. Средние несовпадающие значения ρ_к, на диаграммах микропотенциал - и микроградиент - зондов.

5. Средние или минимальные показания ГМ и НГМ.

Значения относительных параметров находятся в пределах:

В газонасыщенных коллекторах при неглубокой зоне проникновения, часто наблюдаемой в необсаженных скважинах, или при её отсутствии (в обсаженных, долго простаивающих скважинах) показания НГМ не отличаются от показаний в плотных породах.

Характер насыщения песчаных коллекторов часто можно установить непосредственно по величине ρ_к на диаграмме стандартного зонда. Если песчаник водонасыщенный, его кажущееся сопротивление мало отличается от кажущегося сопротивления глин. Нефтенасыщенный (газонасыщенный) песчаник отмечается значениями ρ_к, существенно превосходящими значения рк в глинах. Однако, в глинистых песчаниках и в карбонатных коллекторах определить характер насыщения по величине затруднительно. В этих случаях необходимо использовать параметр насыщения Р_н , величина которого для нефтенасыщенных коллекторов Р_н > 1.

Отмеченные выше признаки коллектора не сохраняется для сильно глинистых гранулярных коллекторов физические свойства, которых мало отличаются от физических свойств вмещающих глин, и для низко-пористых гранулярных коллекторов, в которых наблюдается глубокое проникновение фильтрата бурового раствора, превосходящее радиусы исследования наибольших геофизических зондов. Выделение и оценку характера насыщения таких коллекторов осуществляют в процессе анализа данных количественной интерпретацией диаграмм различных геофизических методов, привлекая при необходимости дополнительные данные.

ВТОРОЙ ТИП - трещинно - гранулярные коллекторы. Их особенностью является поглощение бурового раствора и последующая фильтрация его после глинизации трещин. Коллекторы этого типа встречаются как в карбонатном, так и в терригенном разрезах.

Если межзерновая пористость блоков трещиноватой породы велика (более 6-8%), коллектор выделяется по сумме тех же признаков, что и обычный гранулярный коллектор. Когда межзерновая пористость блоков мала, выделение коллектора данного типа затрудняется, так как геофизические признаки его аналогичны признакам плотных пород.

Для выделения трещинно-гранулярных коллекторов с низкой межзерновой пористостью требуется анализ комплекса геофизических данных. В обоих случаях при отнесении коллектора к трещинно - гранулярному типу учитывают то, что наличие трещин понижает удельное сопротивление породы. В результате фактические сопротивления оказываются меньше удельных сопротивлений, рассчитанных по величине общей пористости при использовании связи Р_н=f (К_п) для гранулярных коллекторов.

ТРЕТИЙ ТИП - коллекторы трещинно - кавернозно - гранулярные (смешанный тип). Подобные коллекторы встречаются в основном в карбонатных разрезах, В них преобладают поглощения бурового раствора, иногда значительное, с образованием очень глубокой зоны проникновения.

Выделение коллекторов смешанного типа представляет очень трудную задачу, так как они не всегда имеют устойчивый комплекс признаков. Наиболее характерными признаками являются следующие:

1. Высокая скорость проходки, поглощения и даже потеря циркуляции бурового раствора.

2. Резко меняющиеся значения ρ_к на диаграммах методов КС, БМ.

3. Низкие значения ρ_к на диаграммах микрозондов.

4. Минимальные и низкие показания ГМ и НГМ.

5. Максимальные отрицательные аномалии ПС.

ЗАДАЧА

Пользуясь набором диаграмм геофизических методов, расчленить разрез скважин на пласты разного литологического типа, отбить границы пластов. Выделить в разрезе коллекторы, определить тип коллекторов и характер насыщающего их флюида. Результаты качественного истолкования диаграмм представить в виде литологической колонки. Масштаб глубин колонки с целью облегчения её построения взять равным 1:200, т.е. равным масштабу глубин используемых геофизических диаграмм.