Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области (стр. 4 из 5)

К_п = 0,1205•_пс + 0,07; _пс = (К_п – 0,07)/0,1205

К_гл=0,4346-0,3846_пс

lgК_пр=3,27_пс – 1.261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261)

W= К_п· К_в

Р_п=0,922К_п^-1.745

kп	kв	αпс	kгл	Kпр*10-3 мкм2	W	Рп
0,1	0,5	0,248962656	0,338849	0,3573616	0,05	51,25437
0,2	1	1,078838174	0,019679	184,8420727	0,2	15,29092

Часть вычисленного интервала К_пр попадает в интервал, приведенный в тексте.

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

а) Каким граничным значениям К_п, К_гл и К_пр соответствуют приведенные критерии коллектора по α_пс?

Граничные значения:

- для газ – нет;

- для нефти α_пс = 0,43.

К_п = 0,1205•_пс + 0,07 = 0,121815;

К_гл=0,4346-0,3846_пс = 0,269222;

lgК_пр=3,27_пс – 1,261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261) = 1,396689924.

б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти ρ_п зависит от α_пс? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение ρ_п, выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом α_пс. Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение ρ_п, которое вычисляется по следующей формуле: r_п³2,4a_пс+3,4; так как критерий коллектора для нефти _пс≥0,43, а критерий получения чистой нефти - _пс<0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

r_п³2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение r_п, выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρ_п≥4,5 Ом*м.

в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Р_н и ρ_п из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

Номер образца 201/15.

Номер образца	Кв.св.	К*в	Кв.кр	К**в	Кпр*10-15м2	Кп	Рп
205/12	0,28	0,36	0,53	0,69	129,3	19,2	17,5

Р_п = ρ_вп / ρ_в; ρ_вп = Р_п•ρ_в; ρ_в = 0,075 Ом•м

ρ_вп=17,5*0,075= 1,3125 Ом•м

К_в=1,023•Р_н^-0.64; Р_н=(1.023/К_в)^1,5625;

Р_н = ρ_нп / ρ_вп; ρ_нп = Р_н•ρ_вп.

- чистая нефть: Р_н= 7,57– 5,11; ρ_нп = 11,22- 7,57;

- нефть с водой: Р_н = 5,11 – 2,79; ρ_нп = 7,57 – 4,14;

- вода с нефтью: Р_н = 2,79 – 1,85; ρ_нп = 4,14 – 2,74;

- чистая вода: Р_н < 1,85; ρ_нп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (k_гл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆k_пв) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (k_п = k_п + ∆k_п), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (k_гл = k_гл + ∆k_гл). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆k_пв,∆ k_П, ∆k_гл)в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (r_v), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и r_vв прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.

Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (r_v) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (г_у = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно r_v > 0,4 ми r_v < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ≤ r_v ≤ 0,4 м)Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (р_п^v, р_п^* р_п), и определить толщины слоев V-зоны (r_v = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (p_п^v = 22 Ом*м), относят к расстоянию r₁ = 0,4 • r_v, усредненные значения УЭС для ОЗ

(p_п^* = 14 Om*m)- к расстоянию r₂ = (r_v - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (р_п - 32 Ом • м) относят к расстоянию r₃=1,3*r_v. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей р_п^v,р_п^*,р_п, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r₁, r₂ и r₃. Кроме данных ЭМ (р_п^v,р_п^*,р_п, r_v и r^*)а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. W_п^НМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δ_п^ГГМ) и акустического (AM. t_п^АМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (k_гл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (k_пво), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое r_v = 0,3 м содержит ЗП (∆k_пв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆k_п = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆k_гл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.