авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование методик построения карт карбонатности и выбора скважин для соляно-кислотных обработок

-- [ Страница 2 ] --

Мелкокристаллические доломиты характерны для Львовского и Никольского куполов, тонкокристаллические – для всех остальных залежей. Зерна доломита вторичные, округлой, неправильно ограненной и ромбоэдрической формы, часто замутнены полностью или только в центральной части пелитовой примесью, иногда с черными центрами роста.

Как видно из вышеприведенного, неоднородность строения карбонатной составляющей разреза пород требует определенных научно-методических подходов к выявлению единичных пород. В связи с этим изучены возможности определения характеристик пород (пористость, проницаемость) методами гидродинамических исследований скважин (ГДИС), а также геофизических исследований скважин (ГИС).

Изучены методы разделения пород на карбонатные составляющие по данным стандартного каротажа и ядерно-физическому методу (ЯФМ).

Полученные с помощью ЯФМ данные позволяют определить относительное содержание элементов (C, O, H, Cl, Si, Ca, S, Mg, Fe, K, Th, U и другие) построить многомерную модель горной породы и порового пространства.

Таким образом, ядерно-физические методы ГИС позволяют оценить нефтенасыщенность, пористость, литологический состав горных пород, но прежде всего, выделить карбонатную составляющую в разрезе скважины.

Так сравнение выделенных коллекторов различными методами (рисунок 2) показывает, что коллектора выделенные по данным ЯФМ, сильно отличаются от коллекторов, которые были выделены стандартными методами. Так, например, стандартными методами не выделены коллектора на глубинах 2158.2-2160.8, которые выделены по результатам исследования ЯФМ.

В данной работе использовались пласты выделенные в результате интерпретации ЯФМ, в которых значения в пастах и на кривых непрерывной (поточечной) интерпретации должны были совпадать ЯФМ с методами стандартного каротажа, что не происходило, а используя пласты выделенные стандартными методами можно было попасть в переходную зону «доломит-ангидрит» и показать неверные значения.

По результатам этих исследований выявлено, что основным составляющим пластов-коллекторов О2-О4 является доломит и кальцит. В ходе исследования уточнено содержание доломита, которое изменяется в пределах от 20 до 94% общего объема скелета, в среднем - 68%, содержание кальцита - 25% (варьируется от 4% до 67%). Содержание таких примесей как гипс в исключительных случаях достигает 10%, в среднем содержание гипса - 0.9%, содержание ангидрита - 0.93% (максимум 18%), каолинита в среднем - 1.15% (максимум 4.6%), гидрослюды - 2.21% (максимум 10%), полевого шпата - 0.2% (максимум 7.6%), кварца - 0.95% (максимум 15%).

1 – по методам стандартного каротажа (ПС, ГК, НГК);

2 – по результатам ядерно-физических методов (ЯФМ).

Рисунок 2 – Сравнение выделения коллекторов пласта О2 и О3 в скважине 4507

В целом по разрезу различие результатов выделения карбонатной составляющей достаточно велико (зоны 1, 2, 3, 4, 5, 6). Так анализ сопоставления данных по рисунку 2 показывает, что в интервале 2158,2-2160,8 м карбонатная составляющая по стандартному каротажу вообще не отмечается, хотя по ЯФМ выделение породы «кальцит+доломит» существует. Поэтому в дальнейших исследованиях автор использовал данные как одного, так и другого метода исследований, по значениям которых уточнялась карбонатная составляющая по каждой исследованной скважине.

О некоторых несоответствиях в зависимостях по рисунку 2 напомним о понятии карбонатности породы, под которым понимают долю карбонатной составляющей в целом в породе. В нашем случае, основными карбонатными составляющими в коллекторе считается доломит и доломитизированный известняк. Поэтому сумма этих двух составляющих в породе и представляет карбонатность породы, которая показана на рисунке 3, как распределение основных компонентов породы для пластов О2, О3,О4.

Рисунок 3 – Компонентный состав пород окских отложений

В результате обобщения данных было определено, что карбонатность коллекторов в целом по объекту в среднем составляет 93%, остальную часть коллектора составляет нерастворимый остаток, состоящий из примесей ангидрита, каолинита, гипса и других глинистых частиц. Однако, если сам коллектор часто представляет собой чистый доломит с прослоями кальцита и известняка, то пласт в целом не однороден и часто представляет собой переслаивание тонких прослоев ангидрита, заглинизированных плотных доломитов, которые не являются коллекторами. Поэтому в данной работе рассмотрена карбонатность, как доля чистых пористых доломитов (коллекторов) в общем объеме пласта. Показаны динамики распространения доломита, ангидрита, гипса и каолинита на изучаемых объектах, один из вариантов которого приведен на рисунке 4.

  Содержание доломита (%) в минеральном составе-10

Рисунок 4 – Содержание доломита (%) в минеральном составе коллекторов пластов О2, О3 и О4 Сорочинско-Никольского месторождения по результатам ядерно-физических исследований скважин.

В третьей главе исследованы влияние коэффициента песчанистости, расчлененности и послойной неоднородности пластов О2, О3, О4 на продуктивность скважин.

На основе детального анализа и построения карт песчанистости, расчлененности и послойной неоднородности в пластах О2, О3, О4 получено, что для расчета эффективности соляно-кислотных обработок использовался коэффициент послойной неоднородности – V12, который количественно характеризует неоднородность пластов по проницаемости пропластков (по разрезу). Коэффициент послойной неоднородности i-того скважино-объекта определяется как квадрат коэффициента вариации проницаемости слоев объекта.

Приведен численный метод модели для построения карт карбонатности, суть которой состоит в следующем. Поскольку карбонатность пластов-коллекторов в большинстве случаев превышает 90% (раздел 3.2) и тесной связи с фильтрационно-емкостными свойствами не наблюдается, принято в качестве карбонатности использовать коэффициент, одновременно учитывающий долю карбонатной породы (коэффициент песчанистости) в общем объеме пласта, число прослоев (коэффициент расчлененности) и послойную неоднородность по проницаемости (раздел 3.2).

Расчетный коэффициент карбонатности для единичной скважины будет определять наиболее чистые, однородные доломиты-коллекторы с достаточно большими толщинами, который имеет вид:

(3)

где Кпесч - коэффициент песчанистости – отношение толщины коллектора пласта к его общей мощности, д.ед.

Красч - коэффициент расчлененности – количество прослоев коллектора пласта, разделенных перемычками неколлектора, д.ед.;

Кобщ. – обобщенная карбонатность в целом по объекту, построенная с использованием фактических данных по ЯМФ, лабораторных исследований и расчетных по недостающим данным по скважинам путем сопоставления стандартного каротажа с ЯФМ.

Vпосл.2 - коэффициента послойной неоднородности. Количественно характеризует неоднородность пластов по проницаемости пропластков (по разрезу). Определяется как квадрат коэффициента вариации проницаемости слоев объекта.

По рассчитанным данным коэффициента карбонатности (методика Басина Я.Н., Новгородова В.А., Петерсилье В.И.) и ЯФМ были построены карты карбонатности, из которых установлено, что самым высоким Ккарб является западный район Толкаевско-Сорочинского купола, где выявлены самые большие по толщине и однородные пласты карбоната, которые будут наиболее восприимчивы к обработке соляной кислотой.

Сопоставление расчетной карбонатности и определенной по ЯФМ по соответствующим скважинам показало, что изменение параметров расчетной карбонатности и по ЯФМ на отдельных участках прямо пропорционально (штрих-пунктир). С наибольшим коэффициентом корреляции (0,26) данные согласуются по логарифмическому закону (рисунок 6).

  Сопоставление расчетной карбонатности и полученной по ЯФМ Были-14

Рисунок 6 – Сопоставление расчетной карбонатности и полученной по ЯФМ

Были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин по объектам разработки по методике НПО «Нефтегазтехнология», которые были наложены на карты карбонатности (рисунок 7).

В результате анализа совмещенных карт были выделены скважины (№№ 1379, 1472, 304) рекомендуемые для проведения СКО с целью уточнения научно-методических основ, а также области для проведения обработок после совмещения карт карбонатности с картами остаточных нефтенасыщенных толщин. По полученным результатам анализа фонда скважин с СКО, разделенных на 2 группы были внесены поправки и уточнения в карты карбонатности.

Условные обозначения:

- область текущих нефтенасыщенных толщин более 8м - действующие скважины
- область с коэффициентом карбонатности более 6 усл.ед. - ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб)
- скважина рекомендуемая для проведения СКО - бездействующие скважины
- область пласта благоприятная для проведения СКО - совместные и других горизонтов

Рисунок 7 – Совмещенная карта повышенной карбонатности и мощности текущих нефтенасыщенных толщин

В четвертой главе приведены результаты реализации рекомендаций автора на Сорочинско-Никольском месторождении. Для формирования комплексных геолого-технических мероприятий на стадии доразработки Сорочинско-Никольского месторождения разработан обобщенный алгоритм, сбалансированный как с точки зрения эффективности технико-экономических показателей, применения новых МУН, сроков разработки, проектных уровней и реалистичности внедрения их на практике, разбитых на элементные технологии, включающий и соляно-кислотные обработки. На данную составную часть комплексных ГТМ, разработан отдельный алгоритм расчета эффективности технологий соляно-кислотных обработок (СКО) для единичной и группы скважин (рисунок 8).

Алгоритм включает построение в целом для объекта геологической и гидродинамической модели с результатами лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований, по результатам которых создается из этой базы модель призабойной зоны единичной скважины. Принято, что для выбора характеристик разреза единичной скважины карты карбонатности построены, поэтому значение карбонатности по разрезу известно.

Процесс выбора скважин-кандидатов для СКО является многомерным разветвленным и корректируемым по средствам обратной связи. На начальном этапе весь фонд добывающих скважин потенциально является пригодным, содержащий карбонатные и терригенные коллектора, для проведения СКО. Однако эффективность обработок в каждом отдельном случае различна. С целью ранжирования скважин и выделения приоритетов необходим полный анализ фонда скважин по единым критериям. Все имеющиеся данные по скважине в отличие от ранее известных методик подготовки скважины к СКО, анализируются по пяти направлениям (измерениям). Первые три определяют геометрию, четвертое – время, пятое – привязку к окружающим скважинам.

1. Лабораторные исследования – получение точечных абсолютных параметров пласта по керну в близи к стволу скважины.

2. Геофизические исследования - продольные исследования по определению относительных (эталонированных по керну) величин параметров пласта по стволу скважины стандартным каротажом и методом ЯФМ.

3. Гидродинамические исследования - радиальное исследование гидродинамических характеристик призабойной зоны по напластованию.

4. Промысловые исследования - исследования изменений во времени базовых показателей - обводненности (текущей насыщенности наиболее продуктивных интервалов), энергетического потенциала

Рисунок 8 – Алгоритм формирования технологий СКО в единичной скважине



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.