Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения к...
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
енных ранее продуктивных объектов). Весьма перспективным является проведение повторных исследований АКШ до и после перфорации колонны, а так же после обработки призабойной зоны с целью интенсификации притока.
Выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства. По данным АКШ для выделения в разрезе трещинных, трещинно-кавернозных коллекторов с плотной непроницаемой матрицей используются следующие признаки.
характерный для данного типа коллекторов звуковой образ, главными особенностями которого являются:
-резкое уменьшение толщины, иногда вплоть исчезновения изображения, линии на ФКД при одновременном увеличении значений ? всех фаз волн (продольных, поперечных, Лэмба-Стоунли); иногда появление характерной сетки, вызванное явлениями интерференции и дифракции волн;
-заметный рост значений ?р, ?s, ?L-St
-увеличение значений интервальных времен первых вступлении всех видов волн;
2. увеличение коэффициента сжимаемости породы ?о, рассчитываемого на основе зарегистрированных значений ??р и ??s .
Данные АКШ позволяют рассчитать величину коэффициента Пуассона ? и модуль Юнга Е по формулам:
2.8 2.9
В этом состоит преимущество АКШ по сравнению со стандартным АК, поскольку при расчете величины ? по данным АК приходится задаваться вероятными для изучаемого объекта значениями ? и E.
Далее рассчитывается ?о по одной из следующих формул:
2.10
2.11
Определение нефтенасыщенности пород. Новый способ определения насыщения пород по данным АКШ основан на использовании кинематических параметров продольной и поперечной волн в комплексе со стандартными методами ГИС. Физической основой способа является различие сжимаемостей водо-, нефте-, и газонасыщенных пород.
Если сравнивать распределение удельных сопротивлений и изотермических сжимаемостей среди наиболее распространенных минералов и насыщающих флюидов продуктивных коллекторов, то аномальным компонентом в ряду удельных сопротивлений
будет пластовая вода (пониженные значения). Она очень широко дифференцирует породы-коллекторы по характеру насыщения. Трудности обычно возникают при учете влияния минерализации пластовой воды и содержания битума, структуры порового пространства по и содержания битума, структуры порового пространства, глинистости и характера смачиваемости коллектора. В случае сравнения изотермических сжимаемостей, аномально упругим свойством среди компонент нефтяного пласта является сжимаемость подвижной нефти. Битум и вода близки по сжимаемости. Битум, не имеющий, как правило, существенного газового фактора будет отмечаться, как дополнительное водородосодержание. Значительно меньше на результаты влияет минерализация пластовой воды, фактор смачивания, структура порового пространства.
Однако аномально высокой сжимаемостью обладает нефтяной газ в свободной фазе, появляющийся при снижении давления нефти ниже давления насыщения. При наличии нефтяного газа в свободной фазе даже при малом газосодержании существенно изменяются упругие свойства пласта, что легко можно установить качественно по волновой картине, однако в этом случае становится невозможным количественное определение нефтенасыщенности такого пласта по его упругим свойствам.
Однако, несмотря на кажущуюся простоту решения проблемы определения нефтенасыщения пластов, не содержащих свободной газовой формы, высокие требования предъявляются к определению коэффициентов сжимаемости породы в целом, минералов, нефти и газа.
Применяя уравнения 2.8, 2.9 к горной породе, допуская в ней только упругие деформации, можно вычислить сжимаемость породы ?, решая уравнение 2.10, 2.11 при условии, что величины ?, E, ? известны из данных эксперимента или обобщенных сведений для различных классов горных пород. В дальнейшем основным объектом исследований при интерпретации данных АКШ становится параметр ?, который, является источником информации о емкостных свойствах породы и составе флюидов, насыщающих породу.
Известно полученное теоретическим путем для модели породы, составляющие, которой ведут себя как идеально упругие однородные и изотропные среды, уравнение Ф.Гассмана:
2.12
где ?о, ?cк, ?тв,?ж соответственно сжимаемости породы, скелета породы, твердой фазы и жидкости (флюида), заполняющие его поры.
Модель Ф.Гассмана не учитывает упругой связи между твердой и флюидальной компонентами, которая присутствует в реальных породах. Для преодоления этого недостатка В.М. Добрынин предложил уравнение:
2.13
где ?р- коэффициент, учитывающий влияние включений , присутствующих в реальных породах, на упругие характеристики породы.
Коэффициент упругой связи ?св твердой и флюидальной фаз породы определяется выражением:
, 2.14
где ?п - коэффициент сжимаемости пор.
На основании изложенного, получено уравнение для коэффициента объемной сжимаемости породы ?о при динамических нагрузках (динамическая сжимаемость):
2.15
для газонасыщенных терригенньгх коллекторов сжимаемость породы значительно
меньше сжимаемости флюида, поэтому , ?св=1, поэтому уравнение 2.15
принимает вид:
2.16
Для количественной интерпретации используется наб?/p>