Нефтегазопромысловая геология То, каким курсом вы идете, гораздо

Нефтегазопромысловая геология То, каким курсом вы идете, гораздо важнее, чем ваша скорость. Стивен Кови Ставрополь 2012 Лекция 1

Остаточная вода (ОВ) в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом, в коллекторе в пределах залежи называется остаточной. Образуется за счёт воды. первоначально полностью насыщавшей горную породу, которая была частично вытеснена из порового пространства при формировании залежи нефти и газа 1 -минеральные частицы пород; 2 - минералы с включениями воды; вода: 3 -адсорбированная; 4 -литосорбированная; 5 -капиллярная; 6 -стыковая (пендулярная); 7 - сорбционно-замкнутая; 8 -свободная гравитационная;

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Выделяются: Несвязанная вода перемещается вместе с нефтью и газом, извлекается на поверхность. Связанная вода присутствует в виде плёнки на частицах породы и удерживается поверхностно-молекулярными силами, либо заполняет субкапиллярные поры. В процессе разработки залежи связанная вода добыта быть НЕ МОЖЕТ. Объём пор внутри продуктивных пластов заполнен н/г и остаточной водой (ОВ). Содержание ОВ до 70 % от объёма пустотного пространства породы. В относительно чистых песчано-алевритовых коллекторах - 20 -30 %.

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Водонасыщенность объём воды отнесённый к объёму ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА Vводы – объём воды, содержащийся в порах коллектора; Vпор. простр - объём всего порового пространства в образце горных пород. нефтенасыщенность газонасыщенность

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Коэффициенты нефте-, водо-, газонасыщенности пород - в долях единицы: Если Vпор. простр породы – коллектора принять за единицу, то соотношение между коэффициентами:

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород В настоящее время методов непосредственного определения первоначальных значений коэффициентов нефте- или газонасыщенности НЕ СУЩЕСТВУЕТ, - отсутствуют методики и аппаратура, позволяющие отбирать керн с сохранением пластовых условий. Коэффициенты н/г определяют расчётным путём через коэффициент водонасыщенности.

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород При бурении скважин с применением обычной промывочной жидкости приготовленной на водной основе происходит вымывание и замещение содержащихся в породе флюидов. Для сохранения Vсвяз воды в образце пород, вскрытие пород пласта и отбор керна производят с применением бурового раствора, приготовленного на нефтяной основе (большие технические трудности, финансовые затруднения, бурят очень редко).

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Для определения коэффициентов нефтеили газонасыщенности используют косвенные методы, Большинство основано на моделировании процессов вытеснения свободной воды из полностью насыщенной водой породы: 1) метод центрифугирования; 2) метод полупроницаемых мембран; 3) метод испарения; 4) метод капиллярного впитывания; 5) хлоридный метод и др.

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Приближённые значения коэффициента водонасыщенност и породыколлектора могут быть определены по графику Джонса. Исходя из этого определяют величину нефтеили газонасыщенности.

Остаточная вода в коллекторах. Нефте газо и водонасыщенность пород Водонасыщенность пород может быть также определена по существующей зависимости величины электрического сопротивления горных пород от количества воды в породе-коллекторе. Наиболее часто используется зависимость Морозова: ρн – параметр насыщения, определяется как отношение величины удельного сопротивления нефтесодержащей породы к величине сопротивления той же породы в условиях её полного водонасыщения.

Оценка кондиционных (промышленных) свойств продуктивных пластов. Необходимо предварительно проводить обоснование пределов физических свойств породколлекторов, при которых продуктивные пласты могут быть рассмотрены как объекты промышленной разработки. Обладают способности отдавать углеводороды в промышленных количествах. Параметры изучают в Необходимо определение: лабораториях на образцах пористости, керна, оценка их свойств проницаемости, увязывается с данными глинистости, комплексной интерпретации карбонатности, геологических, промыслово насыщенности н/г/в. геофизических и геолого промысловых данных.

Оценка кондиционных (промышленных) свойств продуктивных пластов. Наиболее распространённая в настоящее время методика оценки кондиционных свойств пород пластов. 1) устанавливается связь между удельным коэффициентом продуктивности и проницаемостью породы-коллектора Удельный коэффициент продуктивности q определяется по суточным дебитам отдельных скважин и величине применяемых депрессий:

Оценка кондиционных (промышленных) свойств продуктивных пластов. 2) В каждом нефтяном районе величина минимального рентабельного дебита определяется на основании соответствующих расчетов. Определяется величина проницаемости пласта, соответствующая его минимальной экономически рентабельной продуктивности. 3) По тем же скважинам строится зависимость между открытой пористостью и проницаемостью. 4) Определяется кондиционное значение открытой пористости продуктивного пласта по найденной ранее величине проницаемости.

Оценка кондиционных (промышленных) свойств продуктивных пластов. Методы ГИС - в первую очередь метод СП (ПС) и γ-метод. На диаграммах отражается содержание глинистого материала в терригенном разрезе. Чем выше глинистость породы-коллектора, тем хуже её фильтрационные свойства. Для удобства сопоставления данных по множеству скважин месторождения более удобно пользоваться не абсолютной амплитудой аномалий СП, а относительной UСПmax – это наибольшая амплитуда, соответствующая наименее глинистым коллекторам.

Оценка кондиционных (промышленных) свойств (αСП -относительная продуктивных пластов. аномалия СП) Поскольку αСП а тесно связана с величиной глинистости, кондиционные значения αСП определяются по корреляционной зависимости

Оценка кондиционных (промышленных) свойств (αСП -относительная продуктивных пластов. аномалия СП) Величина αСП конд зависит от типа коллектора, его глинистости, вязкости нефти и т. п. Она изменяется от 0, 3 до 0, 8. При этом для газовых залежей эта величина меньше и изменяется в пределах 0, 2 0, 3. :

Оценка кондиционных (промышленных) свойств продуктивных пластов. В тех случаях, когда кривая ПС не записывается (при бурении скважин на солёном растворе, с использованием нефильтрующихся растворов на нефтяной основе, в обсаженной скважине) для скважине определения кондиционных свойств породы-коллектора используется γ метод: :

Понятие геологической неоднородности нефтегазоносных пластов. Характеристика структурных уровней при выделении иерархических структур терригенных продуктивных пластов Геологическая неоднородность – изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. М. Б. обусловлена: - изменением фациального состава пород, слагающих продуктивный пласт; - изменением коллекторских свойств пласта; - расчлененностью пласта на ряд проницаемых прослоев и изменением их числа по площади и разрезу; - изменением толщины отдельных прослоев и т. д. Системно-структурный анализ.

Характеристика структурных уровней при выделении иерархических структур терригенных продуктивных № Тип Иерархический уровень пластов. неоднородности (у) 1 – у. элементарного объема породы; 2 – у. геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород (у. песчаных пропластков); 3 – у. геологических тел, представляющих систему гидродинамически связанных пропластков; 4 – у. геологических тел, представляющих систему гидродинамически несвязанных пластов. одности 1 2 3 4 5 Ультра Минеральное зерно микро МИКРО Конгломерат минеральных зерен, образующих элементарный объем Мезо Условное геологическое тело единого вещественного состава, разделенное граничными свойствами пород (коллектор/неколлектор, высоко -, средне- и низкопроницаемые песчаники. . ) МАКРО Отдельные линзы/ пропластки, сложенные единым типом пород Мета Система, состоящая из пластов или более крупных частей (зон)

Микронеоднородность продуктивных пластов; способы ее изучения. Выражается в изменчивости ЕФС, коэффициента отсортированности и фациального состава пород коллекоров коллекторов в пределах залежи углеводородов. Изучается по проницаемости, нефтенасыщенности и (при необходимости) по пористости. Используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа: 1 – вероятностно-статистический (изучение керна); 2 – графический, использующий данные интерпретации ГИС.

Микронеоднородность продуктивных пластов; способы ее изучения. Оценка характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов. Способ 1 – вероятностно-статистический (изучение керна): 1. 1 Коэффициент неоднородности: диаметры частиц фракций, которые составляют от всего веса обломочной породы соответственно 60 и 10 %. 1. 2. Числовые характеристики распределений случайных величин: дисперсия, среднеквадратическое коэффициент вариации: отклонение,

Микронеоднородность Способ (данные интерпретации ГИС). 2 – графический Графически микронеоднородность отображают в следующем виде: 1. Схема детальной корреляции; 2. Детальный геологический профильный разрез; 3. Карты эффективных толщин; 4. Карты пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности; 5. Литолого-фациальны карты.

Микронеоднородность Способ (данные интерпретации ГИС). 2 – графический Графически микронеоднородность отображают в следующем виде: 1. Схема детальной корреляции; 2. Детальный геологический профильный разрез; 3. Карты эффективных толщин; 4. Карты пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности; 5. Литолого-фациальны карты.

Литолого-фациальные карты по продуктивным пластам /отдельным прослоям составляют при резкой неоднородности их коллекторских свойств. Цель составления литолого-фациальных карт - выявление границ распространения различных зон внутри продуктивного пласта (прослоя): 1 – хорошо проницаемых, высокопористых коллекторов; проницаемых 2 – малопроницаемых, низкопористых коллекторов; малопроницаемых 3 – непроницаемых и практически непродуктивных коллекторов. Для определения границ распространения этих трех групп пород (отдельных литологофациальных зон) на литологофациальной карте используют тригонограммы В. Крумбейна или Ф. Шипарда).

Макронеоднородность продуктивных пластов; способы ее изучения и графическо го отображения Изучается на уровне пласта (горизонта) и характеризует распределение коллекторов и неколлекторов в пределах залежи (отражает макроструктуру объекта и морфологию залегания коллекторов). Используются материалы ГИС (детальная корреляция). Изучают по вертикали (по толщине) и по простиранию (по площади). Отражается методами. графическими и количественными

Макронеоднородность продуктивных пластов; способы ее изучения и графическо го отображения Графически (по толщине) отображается с помощью: 1 – геологостатистических разрезов; 2 – геологических профильных разрезов; 3 – (по площади) зональных карт.

Макронеоднородность продуктивных пластов; способы ее изучения и графическо го отображения

Макроструктура - с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта. Зональные карты продуктивного пласта наложение друг на друга карт распространения коллекторов отдельных прослоев, слагающих пласт. Показываются зоны: распространения прослоев; проницаемых - слияния ВСЕХ проницаемых прослоев; зоны слияния проницаемых прослоев. ОТДЕЛЬНЫХ Используются при анализе разработки и выборе мероприятий по воздействию на пласт.

Количественная оценка продуктивных пластов макронеоднородности Рассчитываются коэффициенты по материалам зональной корреляции, литолого-фациальным и зональным картам. Для характеристики макронеоднородности РАЗРЕЗА : 1. Коэффициент расчлененности, показывающий прослоев коллекторов в пределах залежи: где - среднее число прослоев коллекторов в i-й скважине; N – число скважин. 2. Коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи: где hэф – эффективная толщина пласта в скважине; N – число скважин.

Количественная оценка продуктивных пластов макронеоднородности Для характеристики макронеоднородности ПО ПЛОЩАДИ применяются: 1. Коэффициент коллекторов): литологической связанности (степень слияния где Fсв – суммарная площадь участков слияния; Fк – площадь распространения коллекторов в пределах залежи. 2. Коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, (степень прерывистости залегания): где Fк – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта (прослоя). 3. Коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта: где Lкол – суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; Lзал – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности). 1. 4. Статистические числовые характеристик: дисперсия статистической совокупности (пространственная выдержанность пластов): 2. где Nк – число скважин, вскрывающих коллектор.