Определение пористости и нефтенасыщенности пластов-коллекторов по данным ГИС

Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
Кафедра геологии нефти и газа
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
по дисциплине: «Геофизические исследования скважин»
Определение пористости и нефтенасыщенности пластов-коллекторов по
данным ГИС
Исполнитель: студент группы БНГС-10-1сз
Бычков И.В.
Руководитель: доцент Косков В.Н.
Пермь, 2015
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
Введение
1. Литологическое расчленение разрезов скважин, выделение коллекторов и
определение характера их насыщения
2. Определения пористости терригенных коллекторов
3. Определения пористости карбонатных коллекторов
4. Определение нефтенасыщенности коллекторов
Заключение
Список литературы
Приложения
скважина коллектор карбонатный
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
Геофизические методы исследования скважин служат для получения
геологической документации разрезов скважин, выявления и промышленной
оценки полезных ископаемых, осуществления контроля за разработкой
нефтяных и газовых месторождений, изучения технического состояния
скважин и т.д. С этой целью по данным ГИС изучают в скважинных
условиях физические свойства горных пород. Методы ГИС подразделяются
на электрический, радиоактивный, акустический, магнитный, термический и
т.п.
Геофизические
методы
позволяют
представить
разрез
скважин
комплексом физических характеристик, таких, как удельное электрическое
сопротивление,
радиоактивность,
теплопроводность
изучаемых
сред,
скорость распространения упругих волн в них и т.п.
Основным документом для геологической службы является литологостратиграфическая
колонка,
содержащая
результаты
интерпретации
материалов ГИС и сведения о положении границ пластов и их толщине,
литологической характеристике каждого пласта, наличие коллекторов,
характере флюида, заполняющего поровое пространства продуктивных
пластов.
Окончательный
результат
геофизических
исследований
представляется такими физическими параметрами, изучаемыми методами
ГИС, как пористость, проницаемость, глинистость пород, коэффициент
нефтенасыщенного порового пространства. Оценка этих параметров и
составляет
один
из
важнейших
этапов
процесса
интерпретации
геофизических данных. Интерпретация, в свою очередь, может быть
качественной, если, например, определяется литологический состав породы,
и количественной, если оценивается количество содержащегося породе того
или иного компонента (глины, нефти, газа и др.).
Методы ГИС используются также при контроле технического
состояния скважин и при исследовании действующих скважин в процессе
разработки нефтегазовых месторождений. За последнее время широкое
Размещено на http://www.allbest.ru/
распространение получила интерпретация данных ГИС с помощью ЭВМ и
персональных компьютеров.
К данной курсовой работе прилагается комплекс геологических и
промыслово-геофизических исследований отложений нижнего карбона по
скважине №69 Стретенского месторождения.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1.
Литологическое
расчленение
разрезов
скважин,
выделение
коллекторов и определение характера их насыщения
Таблица 1
Сведения об интерпретации пластов коллекторов по данным ГИС
Стретенское месторождение скв. 69
ρc=1.0 Ом·м
Ар=190,8 м
dскв=190 мм
Пласт
Интервал коллектора, м
Абс. отметка, м
Н, м
Характер насыщения
Тл
1624,2-1625,0
-1431,6-1432,4
0,8
Н
1625,5-1628,8
-1432,9-1436,2
3,3
В
1634,5-1635,9
-1441,9-1443,3
1,4
В
1640,2-1645,5
-1447,6-1452,9
5,3
В
1649,6-1650,6
-1457,0-1458,0
1,0
Н
1654,1-1655,0
-1461,5-1462,4
0,9
В
1656,9-1657,9
-1464,3-1465,3
1
Н
1663,7-1665,5
-1471,1-1472,9
1,8
Н
1665,9-1673,0
-1473,3-1480,4
7,1
В
1675,2-1678,0
-1482,6-1485,4
2,8
В
1683,0-1684,8
-1490,4-1492,2
1,8
Н
1685,0-1686,1
-1492,4-1493,5
1,1
В
1690,1-1690,8
-1497,5-1498,2
0,7
Н
1695,0-1696,5
-1502,4-1503,9
1,5
В
1697,9-1698,5
-1505,3-1505,9
0,6
В
1700,0-1702,6
-1507,4-1510,0
2,6
В
1703,1-1703,7
-1510,5-1511,1
0,6
Н
1707,2-1709,0
-1514,6-1516,4
1,8
В
1712,3-1715,1
-1519,7-1522,5
2,8
Н
1716,0-1717,2
-1523,4-1524,6
1,2
Н
1718,2-1720,1
-1525,6-1527,5
1,9
Н
1726,0-1730,8
-1533,4-1538,2
4,8
Н
1731,9-1734,0
-1539,3-1541,4
2,1
Н
Бб
Рд
Т
Δl=1,8 м
Размещено на http://www.allbest.ru/
2. Определение пористости терригенных коллекторов
Таблица 2
Определение коэффициента пористости Кп в теригенных коллекторах
Стретенское месторождение скв. 69
ρc=1.0 Ом·м
Пласт
Интервал
Ар=190,8 м
Абс. отметка, м
Н, м
коллектора, м
dскв=190 мм
Δl=1,8 м
Х-р
Jγпл,
Jγmin,
Jγma
насыщ.
мкР/ч
мкР/ч
x,
∆Jγ
КП,
%
мкР/ч
Тл
Бб
Рд
1624,2-1625,0
-1431,6-1432,4
0,8
Н
4,1
1625,5-1628,8
-1432,9-1436,2
3,3
В
1634,5-1635,9
-1441,9-1443,3
1,4
1640,2-1645,5
-1447,6-1452,9
1649,6-1650,6
0,30
14,4
2,9
0,19
17,3
В
6,1
0,48
10,9
5,3
В
3,0
0,19
17,0
-1457,0-1458,0
1,0
Н
5,9
0,46
11,2
1654,1-1655,0
-1461,5-1462,4
0,9
В
5,9
0,46
11,2
1656,9-1657,9
-1464,3-1465,3
1
Н
5,2
0,40
12,4
1663,7-1665,5
-1471,1-1472,9
1,8
Н
1,6
0,06
21,3
1665,9-1673,0
-1473,3-1480,4
7,1
В
1,4
0,05
22,0
1675,2-1678,0
-1482,6-1485,4
2,8
В
1,7
0,07
20,9
1683,0-1684,8
-1490,4-1492,2
1,8
Н
2,9
0,19
17,3
1685,0-1686,1
-1492,4-1493,5
1,1
В
3,0
0,19
17,0
1690,1-1690,8
-1497,5-1498,2
0,7
Н
5,7
0,44
11,6
J  
0,9
11,7
J пл  J min
J max  J min
, где
∆Jγ - двойной разностный параметр;
Jγп л - значения ГК против пластов коллекторов;
Jγmin - минимальные показания ГК против пород (известняков)
Турнейского яруса;
Jγmax - максимальные показния ГК против глинистых пород Тульского
горизонта.
Размещено на http://www.allbest.ru/
К п  32J 3  52,5J 2  45J   24
Кn - коэффициент пористости;
, где
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. Определение пористости карбонатных коллекторов
Таблица 3 Определение коэффициента пористости Кп в карбонатных коллекторах
Стретенское месторождение скв. 69
ρc=1.0 Ом·м
Пласт
Т
Ар=190,8 м
Инт. колл-
Абс.
ра, м
отметка, м
1695,0-
-1502,4-
1696,5
1503,9
1697,9-
-1505,3-
1698,5
1505,9
1700,0-
-1507,4-
1702,6
1510,0
1703,1-
-1510,5-
1703,7
1511,1
1707,2-
-1514,6-
1709,0
1516,4
1712,3-
-1519,7-
1715,1
1522,5
1716,0-
-1523,4-
1717,2
1524,6
1718,2-
-1525,6-
1720,1
1527,5
1726,0-
-1533,4-
1730,8
1538,2
Н, м
dскв=190 мм
Δl=1,8 м
Х-р
Jγmin,
Jγmax,
Jnγmin,
Jnγmax,
Jnγпл,
∆Jnγ
КП,%
насыщ.
имп/мин
имп/мин
имп/мин
имп/мин
имп/мин
1,5
В
531
6903
7381,5
26029
16317
0,51
8,9
0,6
В
17094
0,55
7,8
2,6
В
15540
0,47
10,1
0,6
Н
17094
0,55
7,8
1,8
В
15540
0,47
10,1
2,8
Н
17871
0,59
6,9
1,2
Н
20202
0,71
4,2
1,9
Н
18648
0,63
5,9
4,8
Н
13986
0,40
12,7
Размещено на http://www.allbest.ru/
1731,9-
-1539,3-
1734,0
1541,4
2,1
Н
20202
0,71
4,2
Размещено на http://www.allbest.ru/
Перевод полученных единиц в имп/мин (Кгк=590 имп/мкР/час,
Кнгк=7770 усл.ед/имп/мин) по следующим формулам:
J max  J max поГК  590
J min  J min поГК  590
min
J nmin
  J n поНГК  7770
J nmax
 J nmax

 поНГК  7770
J nпл  J nпл поНГК  7770
Данные по аппаратуре: ДРСТ-3, по этому аппаратный коэффициент
k=0,2
J n
J

J
пл
n
max
n
 
  J
max
 J min  J nmin
  J 
 J min
min
n
 J max

 , где
 J n
- разностный параметр;
J nпл
- показания НГК против пласта коллектора;
J nmax

- максимальные показания НГК против доломитов турнейской
части разреза;
J nmin

- минимальные показания НГК в теригенной части разреза;
К п  33,5 lg J n  0,81
Размещено на http://www.allbest.ru/
4. Определение нефтенасыщенности коллекторов
Таблица 4 Определение коэффициентов нефтенасыщенности Кн в
теригенных коллекторах
Стретенское месторождение скв. 69
ρc=1.0 Ом·м
Плас
Интервал
т
коллектора, м
Ар=190,8 м
Абс. отметка, м
Н, м
dскв=190 мм
х/н
Кп,
Рп
%
Δl=1,8 м
ρвп,
ρнп,
Ом·м
Ом·
Рн
Кн,
%
м
Тл
1624,2-1625,0
-1431,6-1432,4
0,8
Н
14,4
25
1,125
21
19
78,2
Бб
1649,6-1650,6
-1457,0-1458,0
1,0
Н
11,2
38
1,71
17
10
71,4
1656,9-1657,9
-1464,3-1465,3
1
Н
12,4
31
1,395
11
8
66,9
1663,7-1665,5
-1471,1-1472,9
1,8
Н
21,3
13
0,585
62
106
92,1
1683,0-1684,8
-1490,4-1492,2
1,8
Н
17,3
19
0,855
50
58
82,8
1690,1-1690,8
-1497,5-1498,2
0,7
Н
11,6
36
1,62
53
33
84
Рд
Параметр пористости Рп определяется по графику зависимости
Рп=f(Кп) (Приложение №1).
ρвп= Рп· ρв, где
ρвп - удельное сопротивление водного прослоя при условии его 100%
водонасыщения;
ρв - удельное сопротивление воды (0,045 Ом·м).
ρнп
-
удельное
сопротивление
нефтенасыщенного
прослоя
определяется условно по диаграммам стандартного зонда А2,0М0,5N.
Рн= ρнп/ ρвп
Размещено на http://www.allbest.ru/
где, Рн - параметр насыщения прослоя.
Коэфициент нефтенасыщенности Кн=1-Ков определяется по графику
зависимости Рн=f(Ков) (Приложение №2).
Размещено на http://www.allbest.ru/
Заключение
Данная курсовая работа выполнена по скважине №69 Стретенского
месторождения, находящегося в Пермском крае.
В работе рассмотрены следующие этапы комплексной интерпретации
данных ГИС:
1) Выделение пластов-коллекторов и определение их характера
насыщения.
2) Определение критериев разделения горных пород на коллекторы и
неколлекторы, а пластов-коллекторов – на нефтеносные и водоносные.
3) Определение коэффициента пористости Кп пластов-коллекторов
относящихся как к терригенным, так и карбонатным отложениям по данным
ГИС (ПС, ГК, НГК).
4) Определение коэффициента насыщения Кн с использованием
зависимостей
Рн = f(Кп) и Рн = f(Ков).
В
курсовой
работе
содержится
подробное
описание
последовательности обработки ГИС, обоснован выбор той или иной
методики интерпретации связанных с определенным типом разреза. В
содержании работы освещена физическая характеристика и роль того или
иного метода ГИС и решаемые им геологические задачи.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Список литературы
1. Косков В.Н. Геофизические методы исследования скважин. Методические
указания к выполнению контрольной работы для студентов БНГС очного и
заочного обучения. Пермь. 2015г.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Приложение №1
Зависимость Рп = f (Кп)
Размещено на http://www.allbest.ru/
Приложение №2
Зависимость Рн = f (Ков)
Размещено на Allbest.ru