Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Дипломная работа - Интерпретация волнового акустического каротажа в комплексе с новыми методами радиометрии - файл n1.doc


Дипломная работа - Интерпретация волнового акустического каротажа в комплексе с новыми методами радиометрии
скачать (6447.2 kb.)

Доступные файлы (3):

n1.doc9795kb.20.04.2011 17:14скачать
n2.cdr
n3.cdr

Загрузка...

n1.doc

1   2   3   4   5
Реклама MarketGid:
Загрузка...

Из таблицы 3 видно, что, обладая информацией, предоставляемой ЛПК легко отличить доломит от кальцита. Однако трудности появляются при изучении полиминеральных карбонатных комплексов, осложненных глинистостью и вторичной пористостью. Поэтому метод комплексируется с СГК, ВАК-8, НГК, кавернометрией и др. с целью достоверного определения минерального состава и емкостных свойств.

Зонами минимальных значений ГГК-ЛП выделяют плотные породы — низкопористые известняки, доломиты, ангидриты и песчаники, большинство магматических и особенно рудосодержащих пород. Зонами максимумов ГГК-П отмечаются высокопористые разности пород, некоторые серпентины и особенно ископаемые угли. Средние значения ГГК-ЛП относят к породам с плотностью, варьирующей от 2,2 до 2,5*103 кг/м.

Гамма-спектрометрия является мощным инструментом нефтепромысловой геофизики, способным самостоятельно и в комплексе ГИС давать исчерпывающую информацию о:

  • минеральном составе глин и глинистой компоненты продуктивных пластов;

  • емкостных свойствах пластов, в том числе и эффективной пористости.

По глубоким депрессиям диаграмм ГГК-С выделяют породы, обогащенные элементами с высоким атомным номером. Чем выше содержание этих элементов и больше их атомный номер, тем значительнее амплитуды аномалий ГГК-С.

Данные метода СГК позволили определить пористость при оценке емкостных свойств по нейтронному каротажу с учетом минерального состава глин, выделить участки с аномальным содержанием калия, тория и урана, а также построить уточненную объемную модель.

Интерпретация диаграмм БК. Процесс обработки диаграмм БК проводится поэтапно:

а) проверка качества диаграмм. Заключается, прежде всего, в проверке записи нулевых и градуировочных сигналов, контрольных повторных замеров и перекрытий.

б) выделение объектов интерпретации. Особенности форм кривых сопротивления описаны в соответствующих руководствах.

в) снятие характерных значений ?к проводят способами, зависящими от строения пласта. Если пласт однородный по ?, то против пласта отсчитывают средневзвешенное по толщине кажущееся сопротивление ?к.ср. Если пласт считается неоднородным, то против пласта отсчитывают продольное кажущееся сопротивление ?кt.

г) введение поправки за влияние эксцентриситета зонда в скважине. Ее вводят в показания экранированных зондов с малым радиусом исследования. Показания зондов БК со средним и большим радиусом исследования не зависят от положения прибора в скважине.

Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК). Определение непосредственно по результатам скважинных измерений объема флюида, способного к фильтрации по пласту под действием перепада давления, является главным и надежным признаком коллектора и обоснованием эффективной толщины пласта при подсчете запасов нети. Такую прямую информацию на сегодня можно получить с помощью ядерно-магнитного каротажа, показания которого непосредственно зависят от количества свободного, т.е. способного к фильтрации по пласту флюида.

Эта особенность метода объясняется тем, что источником сигнала при ЯМК являются ядра водорода флюидов (вода, нефть), которые не связанны молекулярными силами сцепления со скелетом горной породы и не входящие в состав тяжелых фракций нефтей.

Величина измеряемого при ЯМК сигнала определяется лишь протонами жидкости, достаточно удаленными от скелета породы, т.е. находящимися в свободном состоянии. Это значит, что получение при ЯМК сигнала свидетельствует о наличии в пласте жидкости, способной к перемещению, т.е. величина сигнала характеризует Кпэф - коэффициент эффективной пористости и определяется ИСФ, в связи, с чем данный метод является перспективным для исследования карбонатных коллекторов разных типов.

Определяемые параметры:

1. Эффективная мощность пластов - коллекторов - h эф.

2. Индекс свободного флюида коллекторов (в большинстве случаев, равный эффективной пористости пластов) - ИСФ.

3. Коэффициент содержания связанной воды - Кв св.

4. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности - Кно.

5. Коэффициент содержания подвижного пластового флюида.

6. Коэффициент проницаемости - Кпр.

В большинстве случаев результаты ЯМК подтверждают выделенные коллекторы. Однако необходима некоторая адаптация метода к геолого-техническим условиям.

Интерпретация волнового акустического каротажа. Приоритет акустических методов при исследовании карбонатных отложений не вызывает сомнений. Сегодня на вооружении геофизических служб «ТНГ-Групп» появилась принципиально новая акустическая аппаратура ВАК-8, позволяющая фиксировать акустическое волновое поле в полном его спектре и на разных частотах. Помимо ФКД метод представляет информацию об интервальных временах продольной и поперечной волн (tp, ts), затухании энергий продольной, поперечной волн, волны Стоунли и т.д. В таблице 5.2 приводятся акустические параметры, используемые при литологическом расчленении.
Таблица 5.2

Порода

ts/tp

Значения tск

tp, мкс/м

ts, мкс/м

Аргиллит


< 1,5

330

455

Доломит вторичный

1,6-1,76

135

245

Доломит

1,76-1,8

135

245

Известняк доломитизированный

1,8-1,89

145

263

Известняк

1,89-1,94

155

294

Известняк окварцованный

1,5-1,6

165

260


По затуханию энергии волны Стоунли можно судить о фильтрационных свойствах пород, чем больше затухание, тем лучше гидравлическая связь.

Последнее утверждение соответствует действительности при условии, что объект изучения не содержит глинистого материала. В противном случае глинистость существенно исказит фильтрационные свойства.

Поэтому данные ВАК-8 необходимо комплексировать с показаниями СГК, и в этом случае емкостные свойства (Кп_вак) определяются по выражению:

, (5.15)

где ?tсввкт-?tсввгс – интервальные времена пробега в адсорбированной воде каолинита, равное 680 мкс/м и гидрослюды, равное 754 мкс/м.

?tск, ?tж – интервальные времена пробега в матрице породы и насыщающем флюиде.

Прежде чем перейти к идентификации преобладающего типа пустотного пространства необходимо оценить две пористости: «акустическую» и «плотностную».

Величина плотностной пористости определяется, согласно М.М. Элланскому. С учетом плотности адсорбированно-связанной воды:

(5.16)

где в, свв – плотности воды и связанной воды, равные 1,0 г/см3 и 1,3 г/см3 соответственно;

кт, гс – объемная плотность каолинита и гидрослюды.

По аналогичной модели определяется и Кп(ВАК):

, (5.17)

где tp, tск, tв – интервальные времена пробега продольной волны в породе, в матрице и в воде (tв = 600 мкс/м);

tгс, tкт – в гидрослюде и каолините (твердая компонента глин) и соответственно равные 251 мкс/м и 217 мкс/м;

tсв.в.кт., tсв.с.гс. - в адсорбированной воде для каолинита (680 мкс/м) и гидрослюды (754 мкс/м).

Идентификация структуры порового пространства базируются на положениях, изложенных в работе Добрынина В.М. и др.:

-«акустическая» пористость в трещинных пластах выше величин пористости, определенных по НГК или ГГК-ЛП;

-при равенстве значений Кп (АК) Кп (НГК, ГГК-ЛП) - гранулярная пористость;

-в кавернозных пластах – Кп (АК) < Кп (НГК, ГГК-ЛП), при условии достоверного определения компонентного состава.

Количественно идентификация типа пористости выражается в долях кавернозной или трещинной пористости в общей. На планшетах присутствует в виде Dlt - доля трещинной пористости и Dk – доля кавернозной пористости.

Таким образом, в нашем распоряжении три вида пористости: межгранулярная, кавернозная и трещинная. Для каждого типа пористости существует свой подход при определении фильтрационных свойств. Ограничением такого механизма является то, что мы оперируем с определенным типом пористости, а это в природных условиях встречается крайне редко. Но иного механизма на сегодняшний день не разработано.

Комплексирование методов ВАК, СГК, ГГК-ЛП позволяет определить сжимаемость матрицы и породы и оценить упругие и прочностные свойства пластов.

Индекс динамической объемной сжимаемости (рис.5.13) - безразмерный параметр, характеризующий соотношение сжимаемостей минералов, пор породы, нефти, воды и газа. Для его определения необходимо знать скорости (интервальные времена) продольных и поперечных волн, пористость, плотность изучаемых отложений и глинистость.



Рис.5.13 Распределение сжимаемости компонент нефтегазонасыщенных пород

Расчет коэффициента объемной сжимаемости породы , который определяется через коэффициент Пуассона (), плотность породы (п) и скорость продольной волны (tp):

. (5.18)

Как видно из этого выражения, величина П будет зависеть не только от пористости, но и от вещественного состава пород, так как значения параметров взаимосвязаны с минеральным составом пород. В наших условиях, величина пористости является вторичной, так как матрица пород непроницаема. Для реализации этого подхода необходим расчет объемной сжимаемости матрицы породы (П). Сначала определяется компонентный состав породы, при помощи программ, реализованных в системе «ПРАЙМ». Каждый минерал обладает своей сжимаемостью: наименьшей сжимаемостью обладает чистый доломит, процессы кальцитизации, окремнения, ангидритизации и глинизации увеличивают объемную сжимаемость. Значения м можно выразить следующим образом:

(5.19)

где Ci - содержание компоненты породы.

ГЛАВА 6. РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ
6.1. Анализ схемы сопоставления геофизических материалов

Схема сопоставления методов ГИС была построена по скв.6, так как в ней был проведен расширенный комплекс геофизических исследований (таблица 6.1).

Таблица 6.1

Комплекс геофизических исследований

Метод ГИС

Приборы

Интервал, м

Качество материала

ГК

РК-5-46 №61

10-1760

хорошее

БК

К1А-723М №494

1410-1480

хорошее

ВАК-8

ВАК-8 № 11

1414.5-1465.5

хорошее

ГГК-ЛП

ГГК-ЛП № 16

1416.5-1466

хорошее

СГК

МАРКА-ГС №4

1409.5-1479.5

хорошее

ЯМК

ЯК-8 № 46

1405.5-1455

удовл


По данным керна (табл.6.2) определена литология пластов, вскрываемой скважиной, а по данным комплекса ГИС уточнены их границы и отображение на диаграмме различных методов. Скважина вскрывает интересующие нас отложения осинского горизонта в интервале 1415.2 - 1456.4 м, которые представлены преимущественно доломитом с пропластками сульфатов, ассоциирующихся по модели с ангидритами.

Таблица 6.2

Описание керна Осинского горизонта

Интервал,

номер долбления.

Проходка, м.

Выход керна, м/%

Описание керна

Интервал

Мощность, м.

Долбление №1 1418-1436


18м

18м

100%

Весь интервал представлен доломитом глинистым серым, буровато-серым мелко- среднекристаллическим массивным, плотным участками слоистым с многочисленными линзами и округлыми включениями ангидрита молочно-белого. Участками встречаются стилалитовые швы с зеркалами скольжения, с выделением по ним углистого материала. Так же по всему интервалу наблюдаются единичные слабые выпоты нефти и запах углеводорода на свежем сколе.

1418-1436

18

Бурение с отбором керна в интервале 1418-1436.

Проходка- 18м.

Выход керна – 18./100%

Долбление№2 1436-1454


18м

18

100%

Доломит известковистый серый, буровато-серый мелкокристаллический массивный, плотный участками слоистый с многочисленными линзами и округлыми включениями ангидрита молочно-белого, до 3-4 см в поперечнике, с единичными слабыми выпотами нефти и запахом углеводорода на свежем сколе.

1436-1444

8

Доломит глинистый серый, темно-серый среднекристаллический массивный, плотный трещиноватый, по трещинам с углистым материалом, участками кавернозный, каверны заполнены каменной солью белой, реже прозрачные кристаллы.

1444-1451

7

Доломит глинистый серый, темно-серый мелкокристаллический массивный, плотный с редкими включениями ангидрита.

1451-1453,7

2,7

Доломит глинистый темно-серый мелкокристаллический слоистый плотный окремнелый с раковистым изломом плотный, крепкий.

1453,7-1454

0,3

Бурение с отбором керна в интервале 1436-1454.

Проходка- 18м.

Выход керна – 18./100%

Завышенные величины пористости по ГГК-ЛП наблюдаются именно в верхней части осинского горизонта и в совокупности с низкими показаниями СГК позволяют сделать вывод о соленасыщенности верхнего интервала (рис. 6.1, приложение 2). В пользу этого свидетельствует кривая калия, значения которой соответствуют 0,25-0,55 в интервале глубин 1420 – 1430 м, ниже этих глубин содержание калия в среднем колеблется от 0.5 до 1 %. На контакте между УВ и минерализованной водой возможно выпадение урановых солей. Скорее всего, если данный процесс имеет место, то интервал 1432-1435 м по данным СГК отвечает этим условиям. Возможно, что работающим интервалом, содержащим подвижный УВ, является интервал 1419,5-1433 м. Нижележащие пласты можно отнести к возможным коллекторам, поровое пространство которых закрытое, о чем однозначно свидетельствует кривая проницаемости по затуханию энергии Лэмба-Стоунли.

Комплексирование методов ВАК, СГК и ГГК-ЛП позволяет определить сжимаемость матрицы и породы и оценить упругие и прочностные свойства пластов. Средние величины сжимаемости матрицы по скважине в отложениях осинского горизонта составили 14,16*10^(-6)Мпа^(-1).

Коэффициент анизотропии, определенный по акустическому каротажу (ВАК-8), представляющий разницу между скоростями «медленной» и «быстрой» поперечной волны, составляет для осинского горизонта 0,0215.

Величина «акустической» пористости в кровле горизонта порядка 10 %, в нижней части (с глубины 1432,5 м) КпВАК не превышает 6 %.


Рис. 6.1 Схема сопоставления методов ГИС скв.6 (осинский горизонт)
6.2. Определение типа порового пространства

Сопоставление данных Кп ак и Кп мод позволяет идентифицировать тип порового пространства. Существуют три типа пористости карбонатных пород: межзерновой, трещинный и кавернозный. Диагностическим признаком идентификации, согласно принятым стандартам предприятия, является соотношение между “акустической” пористостью и “модельной”:

Кп мод ? Кп ак - преобладающий гранулярный тип;

Кп мод > Кп ак - преобладающий кавернозный тип;

Кп мод < Кп ак - преобладающий трещинный тип.

Кп_мод = Кп_прин. При интерпретации отложений Верхнечонского месторождения первоначально строится объемная литологическая модель пласта, далее по литологическому составу производится решение систем нелинейных уравнений с оценкой компонентного состава пород с выдачей емкостных характеристик пласта (Кп_прин или Кп_мод). Каверно-трещинный тип пористости наблюдается в осинском горизонте.

Значение коэффициента пористости автор данной дипломной работы считает следующим образом:

,

где ?Т - зарегистрированное значение (табл.8).

?Тск зависит от породы. Так как имеется литологическая модель (рис.6.1), то по таблице 6.3 определяем ?Тск:

Таблица 6.3


Компонент

Tp

Ts

п

Ре, усл.ед

К, %

Th,ppm

W,у.е

Кварц

165

294

2,65

1,69

0,01

0,01

0,02

Кальцит

155

260

2,71

4,45

0,01

0,01

0

Доломит

141

265

2,87

2,65

0,01

0,01

0,02

Ангидрит

164

220

2,96

4,95

0,01

0,01

0,01

Гидрослюда

251

664

2,81

2,1

7,0

17,0

0,187

Гравелиты

140

242

2,71

4,0

4

52

0,02

Соль

220

380

2,3

1.38

0,01

0,01

0,08
1   2   3   4   5



Скачать файл (6447.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru