Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
еленной системы.
Появление микросканеров с высокими разрешающими возможностями позволили разработать новую методику анализа их результатов для количественной оценки емкостного пространства каверново-поровых коллекторов. Методика базируется на использовании классического уравнения Арчи-Дахнова pп/pв = а/Кпn*Квm и реализуется с помощью программы PoroSpect. Программа реализует следующие основные этапы обработки.
Рис. 1.24. Результаты исследования каверново-порового коллектора микроэлектрическим имиджером
Откалиброванные электрические изображения, полученные с помощью пластового микросканера FMI или FMS, представляют картину электропроводности пород на стенке ствола скважины - карту проводимости. Поскольку глубинность метода измеряется несколькими сантиметрами, то измеренные величины проводимости характеризуют электрические параметры зоны проникновения, а скорее всего, в коллекторах - полностью промытой зоны. Тогда величина проводимости, зарегистрированная каждым электродом прибора FMI или FMS, может быть пересчитана в значения пористости. Поскольку в нефтеносных пластах величина Кв промытой зоны неизвестна, пересчет к значениям пористости осуществляется по формуле:
Kпi =KпГИС(pзпбк*?ni)1/m
где Kпi - коэффициент пористости; т - коэффициент уравнения Арчи-Дахнова; pзпбк, ?ni - удельное электрическое сопротивление зоны проникновения, измеренное зондом бокового каротажа со средней глубинностью исследования, и проводимость, замеренная каждым электродом прибора FMI; KпГИС - пористость по данным нейтронного, плотностного или других методов ГИС.
В результате изображение переводится из масштаба проводимости в масштаб пористости и получается картина азимутального распределения пористости по стволу скважины - "карта пористости скважины".
На следующим этапе строится распределение коэффициентов пористости по глубине интервала в окне глубин 3 см. На рис. 1.24 показаны дифференциальные распределения пористости (гистограммы) в виде цветовой закраски, дублированной кривыми (трек 3). Интегральные кривые распределения коэффициентов пористости показаны на треке 4.
После построения распределений проводится их анализ с целью выделения из величины общей пористости доли, приходящейся на каверны. В каверново-поровых породах распределения пористости характеризуются большой дисперсией, а часто и двухвершинными распределениями. В породах порового типа распределения одновершинные и характеризуются низкой дисперсией. Выделение каверновой составляющей из общей емкости пустот каверново-поровых коллекторов базируется на решении статистической задачи разделения сложного распределения величины (в данном случае пористости) на простые составляющие. Программа выделяет распределение коэффициента пористости для поровой части из суммарного распределения пористости, рассчитывает статистические характеристики этого распределения (среднее арифметическое, стандартное отклонение) и устанавливает граничное значение пористости для разделения последней на матричную и вторичную. Часть распределения для значений пористости выше установленного граничного значения принимается за распределение вторичной пористости и по нему рассчитывается средняя величина каверновой составляющей.
Рассчитанные величины общей и каверновой емкости в виде непрерывных кривых выводятся в 5-й трек графической формы результатов обработки имиджей с помощью программы PoroSpect. На рис. 1.24 показаны результаты выполненной интерпретации.
2. Изученность и нефтегазоносность месторождения (пласта БС8)
.1 Геолого-геофизическая изученность
Лянторское месторождение введено в промышленную экспедицию в 1978 году. На Лянторском месторождении пробурено 80 разведочных и 819 эксплуатационных скважин.
Разработка месторождения осуществляется по площадной девятиточечной системе по сетке скважин 400х400м. С начала разработки залежи происходит интенсивный приток газа газовой шапки воды к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет их эксплуатацию, ухудшает технико-эксплуатационные показатели добычи нефти, оказывает негативное влияние на величину извлечения нефти.
Контроль за выработкой запасов нефти геофизическими методами организован на месторождении с начала ввода его в разработку. По результатам геофизических исследований добывающих скважин выявлено, что пласт не включается в работу полностью в скважинах, где перфорацией вскрыты интервалы с различным насыщением; отсутствие притока в отдельных интервалах обусловлено различием в фильтрационно-емкостных характеристиках в разрезе пласта. Основными причинами обводнения скважин является подтягивание подошвенной воды на участках с контактным залеганием нефти и воды, прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам, а также затрубная циркуляция воды в интервал перфорации как снизу, так и сверху не всегда фиксируется по термометрии. С 1988 года выявлено перетоков воды сверху в 101 добывающей скважине. Скважины с затрубной циркуляцией составляют 28% от фонда исследованных скважин. Наличие затрубного перетока воды в интервал перфорации снижает эффективность выработки запасов нефти.
В нагнетательных скважинах закачиваемую воду пласты принимают практически по всей эффективной перфорированной толщине. В водонефтяной зоне с контактными запасами закачиваемая вода уходит и ниже интервала перфорации. В таких скважинах только около 40% закачивае?/p>