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 | 2 ||

Оценка трещиноватости низкопористых карбонатных нефтенасыщенных пород по результатам геофизических исследований скважин

-- [ Страница 3 ] --

Иллюстрацией эффективности признака является интервал на глубине около 2020 м (рис. 3). KW – единственная кривая (кроме KWTR), по которой этот интервал низкопористой породы можно выделить как коллектор. Наличие коллектора подтверждено результатом испытаний. Макротрещины видны на фотографии керна (рис. 2). Значения KW в этом интервале значительно больше единицы, т.к. имеются не только микро-, но и макротрещины. Для дифференциации интервалов по степени трещиноватости предложено вычислять кривую KWTR - коэффициент водонасыщенности, вычисленный из уравнения (3), но с показателем m = 1 и с коэффициентом , определяемым из условия, что линии регрессии для порового и трещинного типа пород на кроссплоте п - Кпн пересекаются при Кпн 6,5%. Другими словами, KWTR – это коэффициент водонасыщенности низкопористой породы, определенный по зависимости для трещинного коллектора. Если значение KWTR в нефтенасыщенной породе приближается к 1, то скважину пересекают макротрещины.

Эффективность изложенного варианта оценки трещиноватости низкопористой нефтенасыщенной породы обусловлена относительной простотой геологического разреза. Он представлен довольно чистыми (не глинистыми и не доломитизированными), однородными по вертикали известняками, при этом в водонасыщенной части разреза имеются пористые пласты, по которым можно определить значения параметров и m.

Второй вариант методики рассмотрен на примере карбонатной продуктивной толщи нижнего девона Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано-Печорской НГП [6]. Разрез представлен чередованием в разной степени заглинизированных карбонатных пластов, в которых выделены продуктивные пачки «А», «Б», «В», «Г» и «Д». Матрица породы - известняк, в некоторых интервалах доломитизированный, в разной степени глинистый, в основном непроницаемый, водонасыщенный. Пористость чистых пород 1 - 3%, глинистых до 6 - 7%. Кавернозность развита слабо. Нефть, за исключением маломощных пористых пропластков, находится в трещинах. Измерения выполнены только в нефтенасыщенной части разрезов скважин, т.к. ВНК не вскрыт.

По лабораторным данным m 1 для самых плотных трещиноватых образцов (Кп < 0,2%), m 1,61,9 для самых пористых (Кп > 2%). Для оценки трещиноватости по степени отклонения УЭС от «нормального», т.е. присущего нетрещиноватым породам, необходимо определить зависимость УЭС от Кп для нетрещиноватой породы. При анализе данных ГИС имеются трудности с определением истинной пористости W. Значения пористости известняков Wi(АК), определяемые по уравнению среднего времени для акустического каротажа, оказались завышенными. Причиной является слоистость пород, унаследованная от стадии седиментогенеза. Автором установлено, что Wi(АК) отличается от истинной пористости известняков рассматриваемых отложений Wik(АК) мультипликативно:

, (4)

где коэффициент < 1 введён для учёта слоистости породы. Этого достаточно, чтобы определить структурный показатель m в уравнении Арчи по сопоставлению данных АК и БК. Построенные по всем исследованным скважинам кроссплоты lg(1/п) – lg(Wi(АК)) показывают, что m 2, т.е. интервал в основном представлен «простыми» водонасыщенными известняками. Отклонения от линии тренда могут быть обусловлены окремнением, битуминозностью, доломитизацией и трещиноватостью.

Матрица рассматриваемых отложений содержит только связанную воду, поэтому св можно оценить по палеткам. Зная св, вычисляем коэффициент водонасыщенной пористости W(БК) блоков «простой» породы в соответствии с законом Арчи, определяя п по показаниям БК:

. (5)

Далее кривую W(БК) необходимо сопоставлять с кривой W, полученной после адаптации (коррекции) данных ГИС. Из-за влияния барита, находящегося в скважинной жидкости, пришлось корректировать значения нейтронной пористости Кпн, а значения плотности породы по ГГК-П исключить из рассмотрения. При сопоставлении данных оценивается и коэффициент . Доломитизацию породы учитываем путём решения системы уравнений:

, (6)

). (7)

Установлено, что Wd = 0,06 для ННК и Wd = 0,05 для НГК (нейтронный гамма каротаж). Коэффициент доломитизации обозначен как Kds, а не Kd. Из-за недостаточного количества методов ГИС для раздельного определения Kd и Ks «антидоломитизация» (Kd < 0) трактуется автором как окремнение. В связи с приблизительно одинаковым по величине и противоположным по знаку влиянием доломитизации и окремнения на величины Wi(ННК) и Wik(АК) система уравнений (6, 7) позволяет оценить W, Kd и Ks при допущении, что Kd и Ks не могут отличаться от нуля одновременно.

Превышение W(БК) над W может быть вызвано как существованием открытых трещин, так и трещин, заполненных глинистым материалом, или глинистых прослоев. Автором установлена линейная статистическая зависимость W(БК) от ГК и по ней предложено вычислять W(ГК). Если W(ГК) W(БК), то снижение УЭС обусловлено глинистым материалом прослоев и трещин.

Итак, необходимые условия наличия открытых трещин:

и . (8)

Наименьшее из двух разностей W(БК) – W и W(БК) - W(ГК) в интервалах, удовлетворяющих условиям (8), назовём интенсивностью трещиноватости :

. (9)

За нижний предел для трещинного нефтенасыщенного коллектора автором принято значение min = 0,5%. Это значение должно уточняться на основе промысловых данных. Пример результатов интерпретации представлен на рис. 7. Три из четырёх открытых трещин, выделенных по FMI, попадают в интервалы, выделенные по условию > min. Четвёртая находится в слишком тонком для обычных ГИС пропластке, окруженном глинистыми породами. Отметим, что по FMI выделяются только макротрещины, по интенсивности трещиноватости выделяются как интервалы макро-, так и микротрещин.

Третий и четвёртый варианты методики рассмотрены на примере евлано-ливенских отложений франского яруса и фаменско-турнейской залежи Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано-Печорской провинции [13]. Евлано-ливенские отложения представлены неглинистыми сильно метаморфизованными кавернозными известняками, доломитами и их переходными разностями (глины сосредоточены в тонких пропластках), а фаменско-турнейские отложения дополнительно осложнены наличием битуминозных пород и интенсивным окремнением. Таким образом, при вычислении W требуется учесть кавернозность, доломитизацию и окремнение. Кавернозность учитываем, как и слоистость, по уравнению (4), но теперь > 1. Для оценки доломитизации и окремнения (Kd и Ks) комплекс ГИС необходимо расширить. В рассмотренных породах хорошее качество имеют данные плотностного ГГК-П и селективного ГГК-С гамма-гамма каротажа, поэтому W можно определить из системы уравнений:

, (10)

, (11)

, (12). (13) Пример выделения трещинных коллекторов по параметру  и-20, (12)

. (13) Пример выделения трещинных коллекторов по параметру  и сопоставление-21. (13)

Рис. 7. Пример выделения трещинных коллекторов по параметру

и сопоставление с данными FMI

Сопоставление данных ГИС между собой позволяет определить необходимые константы в данных формулах. Установлено, например, что поправка Wd в нейтронную пористость Wi(ННК) в чистом доломите составляет 8%. Пример результатов интерпретации в евлано-ливенских отложениях приведён на рис. 8. Скважина эксплуатировалась открытым стволом и в ней были проведены потокометрические исследования. Наблюдается высокая степень корреляции кривой и выделенных по результатам потокометрии работающих нефтью интервалов. В частности, на глубине около 2686 -2688 м и по , и по результатам интерпретации потокометрии выделяется хороший коллектор с пористостью менее 2%. При интерпретации пласты – коллекторы дифференцированы не только по интенсивности трещиноватости, но и по степени доломитизации и кавернозности. Кроме того, по признаку антикорреляции кривых W(БК) и W выделены битуминозные пропластки. Коллекторы порового и кавернового типов выделены по граничному значению пористости в 6%.

Рис. 8. Сопоставление результатов выделения трещинных коллекторов

и потокометрии в скв. 38, пл. Тобойская

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований решены следующие задачи.

1. Выполнен анализ состояния проблемы оценки трещиноватости горных пород по данным ГИС. Разработана система представлений о трещиноватости, которая положены в основу интерпретации.

2. При сопоставлении волнового акустического каротажа с керном, результатами испытаний скважин и совокупностью геолого-геофизической информации показана эффективность и, с другой стороны, неоднозначность акустических признаков трещиноватости. Показано, что для субвертикальных трещин применяемые акустические признаки не являются достаточными и необходимыми.

3. Разработаны 3 способа ВАК: акустический каротаж по отражённым волнам Стоунли, трёхплоскостной поляризационный акустический каротаж и акустический каротаж с переменной амплитудой возбуждения, расширяющие возможности акустических методов при оценке трещиноватости горных пород.

4. Обоснована и разработана методика оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии скважин, основанная на использовании свойств остаточной (связанной) воды и применении закона Арчи в нефтенасыщенной породе. Эффективность методики показана в 4-х вариантах применения в зависимости от вещественного состава, структуры карбонатных пород и выполненного комплекса ГИС.

5. Разработан способ учёта слоистости и кавернозности при определении пористости карбонатных пород по уравнению среднего времени для акустического каротажа.

6. Разработан принцип адаптации данных ГИС, учитывающий результаты петрофизических и других геолого-геофизических исследований. Это позволило повысить точность определения пористости карбонатных пород разной степени доломитизации, окремнения, кавернозности и слоистости, что необходимо для оценки трещиноватости по электрометрии.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Князев А.Р. Об определении коэффициента нефтенасыщения известняков по кинематическим параметрам ВАК // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 107. С. 104-109.

2. Жуланов И.Н., Князев А.Р., Матвеева В.П. Опыт изучения низкопористых карбонатных коллекторов по ВАК // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 107. С. 95-103.

3. Некрасов А.С., Козлов В.Г., Князев А.Р., Чудинов Ю.В. Комплексная интерпретация аэрокосмогеологических исследований, сейсморазведки 3Д и ГИС с целью создания геолого-параметрической модели турнейско-фаменской залежи Сибирского нефтяного месторождения // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 116-117. С. 144-149.

4. Князев А.Р. Выделение интервалов трещиноватости в низкопористых карбонатных породах по стандартному комплексу ГИС // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 135. С. 55-71.

5. Князев А.Р. Новые способы выполнения акустического каротажа скважин и интерпретации полученных данных // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 3 (156). С. 84-96.

6. Князев А.Р. К выделению и оценке трещинных коллекторов в карбонатных породах с низкопористой водонасыщенной матрицей // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 8 (173). С. 37-51.

7. Князев А.Р., Малиновский А.К. Предварительные результаты изучения отражений волнового акустического каротажа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 5 (182). С. 56-70.

Патенты

8. Пат. 2305767, Российская федерация, МПК E21B 47/00, G01V 1/52. Способ акустического каротажа скважин / А.Р. Князев; заявитель и патентообладатель А.Р. Князев. - №2006107789/03; заявл. 13.03.2006; опубл. 10.09.2007, бюл. №25.

9. Пат. 2326237, Российская федерация, МПК E21B 47/00, G01V 1/40. Способ поляризационного акустического каротажа скважин / А.Р. Князев; заявитель и патентообладатель А.Р. Князев. - №2006124943/03; заявл. 11.07.2006; опубл. 20.01.2008, бюл. №16.

Статьи в материалах и трудах научно-технических конференций

10. Жуланов И.Н., Князев А.Р., Матвеева В.П. Опыт изучения низкопористых карбонатных коллекторов в Пермском регионе // Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности. Уфа, 2002. С. 6-7.

11. Князев А.Р. Об определении коэффициента нефтенасыщения известняков по кинематическим параметрам ВАК // Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности. Уфа, 2003. С. 97-98.

12. Князев А.Р. Индикация макротрещин в скважине по ВАК // Высокие технологии в промысловой геофизике. Уфа, 2004. С. 58-61.

13. Князев А.Р., Некрасов А.Н. Некоторые результаты применения методики адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин в коллекторах со сложной структурой пустотного пространства (на примере верхнефаменско-турнейских карбонатных отложений Перевозного месторождения нефти ТПНГП) // Геология и полезные ископаемые Западного Урала. Пермь, 2008. С. 265-271.

14. Савич А.Д., Князев А.Р. Опыт исследований горизонтальных скважин в ОАО «Пермнефтегеофизика». // Ядерно-геофизические технологии в комплексе ГИС при исследовании наклонных и горизонтальных скважин. Современное состояние в России и СНГ, перспективы развития методов и технологий. - Сургут, 2007. С. 68 – 72.

Подписано в печать ___________ Формат 60x84/16

Усл. печатных листов ____ Тираж 100 экз

Заказ № ____

Типография Пермского государственного университета

614990 г. Пермь, ул. Букирева, 15



Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 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.