Міністерство освіти і науки України
Полтавський національний технічний університет імені Юрія Кондратюка
Інститут нафти і газу
Кафедра нафтогазової інженерії та технологій
Курсова робота
з дисципліни: «Геофізика та інтерпретація даних ГДС»
Тема: « Попередній аналіз геологічного розрізу свердловини за діаграмами стандартного каротажу»
Виконала: Голубнича О. О.
Студентка групи 101-пНЗ
Спеціальності 103 «Науки про Землю»
Керівник роботи: Педченко М. М.
Національна шкала ________________
Кількість балів: __________Оцінка: ECTS _____
Члени комісії ________________ ___________________________
(підпис) (прізвище та ініціали)
________________ ___________________________
(підпис) (прізвище та ініціали)
________________ ___________________________
(підпис) (прізвище та ініціали
Полтава-2020
Зміст
| Вступ | 3 |
| 1. Теоретична частина | 4 |
| 2. Загальна частина (завдання) | 14 |
| 3. Відомість обробки геофізичних діаграм | 23 |
| Висновок | 29 |
| Список використаної літератури | 30 |
| Додатки 1, 2, 3 | |
Вступ
Метою навчальної дисципліни «Промислова геофізика та інтерпретація даних досліджень» є закріплення матеріалу з предмету.
Головним завданням виконання курсової роботи – це дізнатись більше про експлуатації нафтових і газових родовищ з використанням комплексу даних отриманих при геофізичних дослідженнях свердловин; написання курсової роботи розвине вміння обґрунтовувати вибір методів, видів та обсягів геофізичних досліджень, методики їх проведення, а також надасть досвід вирішення конкретних завдань зі спеціальності.
У результаті виконання курсової роботи повинні будемо інтерпретувати дані геофізичних досліджень свердловин , проводити контроль за розробкою нафтових, газових і газоконденсатних родовищ геофізичними методами і користуватись існуючими стандартами і нормами, приймати технічно обґрунтовані рішення при бурінні, освоєнні і експлуатації нафтових і газових родовищ з використанням даних геофізичних досліджень.
Курсова робота є самостійною роботою в університеті, яка готується під керівництвом викладача. Тому нам цікаві вимогами до форми, змісту та інших особливостей курсової роботи.
Теоретична частина
Літологічне розчленування розрізу є важливим кроком інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин (ГДС) для розв’язання задач промислової геофізики. Визначення приналежності пластів або товщ гірських порід до певних літологічних типів є важливим та необхідним етапом геологічної ін- терпретації, за результатами якого виконується уточнення значень відповідних петрофізичних коефіцієнтів (густина скелету породи, інтервальний час пробігу пружної хвилі по скелету породи, поправочний коефіцієнт за водневий вміст породи та ін.) для визначення фільтраційно-ємнісних параметрів гірських порід та формування інтерпретаційних моделей. В більшості випадків у геологічних організаціях на обробку та інтерпретацію геолого-геофізичної документації виділяють лімітований час, за котрий потрібно виконати певний спектр робіт. Тому й виникає питання стосовно застосування швидкого та якісного методу обробки та інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин. Як правило, використовують стандартні підходи щодо виділення порід певних літотипів (за набором статистично обґрунтованих вирішальних правил) або заздалегідь встановлюють тип розрізу свердловини (теригенний, карбонатно-хемогенний, рідше – змішаний). Тут результат якісної інтерпретації цілком (або значною мірою) залежить від досвіду, інтуїції та кваліфікації геофізика-інтерпретатора. Діагностика розрізів нафтових і газових све- рдловин з метою оцінки літологічної приналежності окремих пластів і товщ виконується, зазвичай, при комплексній інтерпретації промислово- геофізичних даних. Способи вирішення даного питання різноманітні та залежать від геологічних умов, наявності конкретної промислово-геофізич- ної інформації, результатів промислових досліджень, апріорних даних щодо наявності у розрізі певних літологічних типів порід, відомостей про типові промислово-геофізичні характеристики гірських порід розрізу, їх морфологічне відображення на каротажних діаграмах. Крім об'єктивних причин, котрі впливають на якість отриманих результатів з розчленування розрізу, як вже було наголошено, певну роль відіграє рівень кваліфікації інтерпретаторів та традиції інтерпретаційної служби. Способи (методики) якісної геологічної інтерпретації даних ГДС залежно від наявності ап- ріорної інформації можна поділити на декілька груп:
1. За відсутності геологічних та промислових даних (аналізів кернового матеріалу, резуль- татів випробувань пластів) по території, що вивчається, використовують теоретичні петрофізичні моделі та залежності між окремими геофізичними параметрами і геологічними характеристиками гірських порід. 2. У випадку отримання нових промислово-геологічних даних вказані моделі корегують- ся. Створюються нові залежності типу "керн- керн" або "керн-геофізика", інколи суто статистичного характеру, які не мають строгого теоретичного обґрунтування. Такі залежності широко застосовуються в практиці геофізичних досліджень як на етапі оперативної інтерпретації, так і при визначенні підрахункових параметрів покладів вуглеводнів за даними ГДС.
3. До спеціальних або нетрадиційних способів відносяться способи статистичної обробки геофізичної інформації - факторного, спектрального аналізу, розпізнавання образів т.ін. На сьогоднішній день при інтерпретації результатів ГДС недостатньо використовуються способи розпізнавання образів, навіть за наявності значної додаткової промислово-геологічної інформації. Існують випадки, коли лише додаткові дані за результатами "нетрадиційної статистичної обробки геофізичних даних дозволяють зробити остаточні правильні висновки про геологічну будову або колекторські характеристики гірських порід в розрізі нафтової або газової свердловини.
Теригенний розріз.
Це літологічне розчленування розрізу за даними ГДС проводять в два етапи: спочатку розділяють породи на колектори і не колектори, а потім серед них виділяють окремі літологічні різниці.
У теригенному розрізі не колектори поділяються на глинисті і на інші вміщуючі породи. За даними ГДС безпомилково можна визначити тільки групу глинистих порід (власне глини, аргіліти, глинисті сланці). Всі ці породи характеризуються збільшенням діаметра свердловини в порівнянні з номінальним, низьким умовним питомим електричним опором, найбільш високими показаннями ПС і ГК, низькими показаннями НГК і мікрозондів, найбільш високими значеннями t (АК).
Серед інших вміщуючих порід можна виділити, принаймні, два класи не колекторів з різною глинистістю і пористістю.
До першого класу відносяться пісковики і алевроліти, які характеризуються більш низькою пористістю і більш високою глинистістю в порівнянні з гіршими колекторами.
Вони відзначаються високими показаннями на діаграмах БКЗ, БК і мікрозондів, низькими значеннями t на діаграмах АК, підвищеними показаннями НГК, проміжними значеннями на діаграмах СП і ГК, але ближчими до показань в гірших колекторах. Другий клас включає глини, що містять піщаний, алевритовий або карбонатний матеріал, для яких характерні показання методів ГДС, типових для глин. Деяка їх відмінність полягає в невеликому збільшенні питомого опору в порівнянні з опором чистих глин, в наявності незначних негативних аномалій СП по відношенню до лінії чистих глин, в незначному зниженні радіоактивності в порівнянні з чистими глинами на діаграмі ГК.
У теригенному розрізі можлива також присутність не колекторів, представлених пісковиками і алевролітами з карбонатним цементом і щільними вапняками. Ці породи відзначаються зазвичай низькими показаннями на кривих СП і ГК, як і чисті колектори; але поряд з цим для них характерні високі показання на діаграмах НГК, мікрозондів і мінімальні значення t на кривих АК.
Карбонатний розріз.
При розчленуванні карбонатного розрізу за даними ГДС спочатку виділяють міжзернові колектори, а в іншій частині розрізу проводять літологічне розчленування з виділенням складних колекторів. Глини добре виділяються по діаграмах ГДС, як і в теригенному розрізі. Мергелі відзначаються підвищеними значеннями, більш високими, ніж глини, але меншими, ніж вапняки і доломіт. На діаграмах НГК мергелю відповідають проміжні показання, а на кавернограмі – зазвичай свідчення номінального діаметра свердловини.
Низькопористі вапняки і доломіти розчленовують на не колектори і каверно-тріщинуваті колектори по фільтраційних властивостях і на вапняки, доломіти і проміжні літологічні структури по мінеральному складу скелета.
У першому випадку завдання можна вирішити за допомогою діаграм стандартного комплексу та спеціальних досліджень ГДС, другу – за даними комплексної інтерпретації діаграм ННК-Т, ГГК і АК. Максимальні значення опору властиві щільним карбонатним породам, більш низькі значення опору – пористим і проникним структурам. Природна радіоактивність в чистих вапняках і доломітах мінімальна і зростає з підвищенням глинистості цих порід. Ця залежність настільки очевидна, що за даними ГК можна оцінювати ступінь глинистості карбонатних порід.
Показання НГК проти щільних порід максимальні, проти високопористих і кавернозних порід – істотно знижені. Глинисті карбонатні породи також відзначаються низькими значеннями НГК. Відрізнити їх від пористих порід вдається шляхом зіставлення діаграм НГК з діаграмами ГК і ПС, на яких глинисті породи чітко відображаються. У щільних карбонатах діаметр свердловини відповідає номінальному, в глинистих структурах і в кавернозних породах відзначається його збільшення, а навпроти пористих порід спостерігається утворення глинистої кірки.
Основні завдання, які вирішуються при складанні геолого-геофізичного розрізу кожної свердловини, складаються в розчленуванні пройдених при бурінні порід на окремі шари (пласти), у визначенні їх літологічного складу. При цьому, окремим шаром (або пластом) вважають ту частину розрізу свердловини, яка складена однорідними породами і тому на діаграмах ГДС характеризується більш-менш постійними величинами геофізичних параметрів. Межі між сусідніми шарами визначають за комплексом ГДС і проводять в місцях різкої зміни фізичних властивостей. Роздільна здатність майже всіх методів ГДС така, що за їхніми даними можна впевнено виділити пласти, потужність яких не перевищує 1 м, а застосувавши особливі методи ГДС, можна відокремити пласти товщиною лише 10 –15 см.
Результати літологічного розчленування по конкретній свердловині відображують на діаграмному папері у вигляді літологічної колонки.
Виділення в розрізі свердловин колекторів та визначення характеристики насичення їх флюїдами (газом, конденсатом, нафтою, водою).
Виділення піщано-глинистих колекторів.
Піщані і алевритові (слабо зцементовані неглинисті) колектори виділяються в теригенному розрізі найбільш надійно за сукупністю діаграми СП, кривої ГК і кавернограми. Проти чистих колекторів спостерігається наступне: найбільше відхилення кривої СП від лінії глин, мінімальна активність по кривій ГК, утворення глинистої кірки і звуження діаметра свердловини на кавернограмі. (Для поділу малопористих піщано-алевритових порід і слабо зцементованих колекторів проводять додаткові каротажні дослідження.) Піщані колектори, що містять помітну кількість глинистого матеріалу, прийнято виділяти в окрему групу – глинисті колектори.
Виділення карбонатних колекторів.
Залежно від структури пористого простору і умов фільтрації карбонатні колектори можна умовно розділити на два типи: гранулярні (з міжзерновою пористістю) і тріщинуваті (тріщинуваті, кавернозні і змішаного типу). Гранулярні карбонатні колектори мають таку ж геофізичну характеристику, як і піщані. Виділення колекторів в цьому випадку полягає в розчленуванні розрізу на глинисті і неглинисті породи і у виявленні серед останніх високопористих структур.
Розчленування карбонатного розрізу, представленого тонким перешаровуванням щільних пористих структур, за даними ГДС в загальному випадку є ускладненим. Тріщинуваті і каверно-тріщинуваті колектори мають досить широке поширення серед карбонатних порід. На каротажних кривих вони не мають чітко виражених характеристик, тому розпізнавання їх у розрізі свердловини за звичайним комплексом ГДС пов'язане з великими труднощами. Перспективними щодо виявлення тріщинуватих колекторів є дані акустичного каротажу по затуханню .
Характер насичення колекторів зводиться до поділу колекторів на продуктивні, з яких при випробуванні отримують промисловий приплив нафти або газу, і водоносні, що дають чисту воду, воду з плівкою нафти або ознаками газу. Вирішується задача про доцільність спуску колони в ще не обсаджену свердловину і випробування промислових нафтогазоносних об'єктів.
Оцінка характеру насичення колектора заснована на визначенні питомого опору п породи в її незміненій частині, на порівнянні отриманих значень п і обчислених значень параметра насичення Рн з критичними величинами п* і Рн*, що характеризують для досліджуваних колекторів кордон між колекторами промислово продуктивними і непромисловими. У найбільш простому випадку водоносні колектори мають низький питомий опір, а нафтогазоносні – високий. Надійне визначення п по діаграмах умовного опору за допомогою палеток БКЗ можливо лише для досить потужних і однорідних об'єктів. У спрощеному варіанті питомий опір визначається за допомогою стандартного електричного зонду. За межу «нафта – вода» умовно приймають опір 10 Ом м. При наявності щільних високоомних прошарків в пласті-колекторі п визначається по діаграмах екранованих зондів.
Визначення коефіцієнту пористості, нафтогазонасиченості, глинистості колекторів.
Коефіцієнт пористості - відношення об’єму пор Vп у деякому елементі пористого середовища (зразка керна) до всього об’єму Vо даного елемента: mп = Vп / Vо = 1 – Vз / Vо, де Vз – об’єм зерен (скелета) пористого середовища.
Пористість, характер насичення, коефіцієнт газонасиченості відносяться до основних петрофізичних параметрів газових колекторів. Універсальними методами визначення параметрів нетрадиційних і традиційних газових колекторів як у необсаджених, так і в обсаджених свердловинах, є методи радіоактивного каротажу (РК). Достатньо розвинутими та ефективними методами РК є нейтроннейтронний каротаж (ННК), густинний гамма-гамма каротаж (ГГК), гамма-каротаж (ГК). Особливості застосування цих методів РК для визначення параметрів газових колекторів.
В даний час коефіцієнти пористості Кп теригенних колекторів визначаються в основному такими геофізичними методами: по питомому опору, по опору зони проникнення, за абсолютними значеннями аномалії СП, за відносними значеннями аномалії СП (άСП), за показаннями гамма-каротажу ГК. Найбільш затребувані два останніх методи (з геофізичних параметрах άПС і ΔJγ) У цій курсовій роботі пористість теригенних колекторів Кп буде фіксуватись за відносними значеннями аномалії СП (άСП).
Визначення Кп по СП в теригенних відкладеннях здійснюють по кривій СП за методом двох опорних горизонтів, в якості яких вибираються глинисті породи і карбонатні щільні породи (непроникні вапняки). Зазвичай Кп по СП визначається лише в тому випадку, коли с більше 0,3 Ом × м (прісний буровий розчин).
Для визначення пористості використовується відносна величина амплітуди СП – άСП. Для врахування впливу потужності пласта на величину амплітуди Uпс.пл вводиться поправочний коефіцієнт kh, отриманий розрахунковим шляхом при зіставленні діаметра свердловини з потужністю пласта-колектора. Для врахування впливу нафтонасичення порід на величину амплітуди Uпс.пл вводиться поправочний коефіцієнт kн, який визначається за палеткою.
Таким чином відносна амплітуда ПС (АПС) розраховується за формулою:
 , | (1.1) |
де Uсп.пл – аномалія СП проти досліджуваного пласта; Uсп.оп – аномалія СП проти опорного горизонту.
Uсп можна брати в мВ, сантиметрах, клітинах діаграмного паперу і в інших одиницях. Для водонасичених колекторів поправка kн не вводиться. Якщо потужність нафтонасиченого пласта більше 3 м, то обов'язково визначається величина rп, якщо H <3 м, то вводять поправку kн = 0,98.
Для визначення пористості колекторів по СП будується залежність:
| ά СП = f (Кп), | (1.2) |
з використанням лабораторних визначень Кп по керну досліджуваного родовища або використовуються залежності по сусідніх (більш вивчених) родовищах.
Визначення пористості за діаграмами акустичного каротажу здійснюється за даними вимірювання інтервального часу пробігу поздовжньої хвилі Δt, вираженого в мкс / м і пов’язаного зі швидкістю поширення поздовжньої хвилі Vp (в м / с) співвідношенням
| Δt = 106 / Vp. | (1.3) |
Величина Δt зростає зі збільшенням пористості породи при інших постійних умовах. Експериментальними дослідженнями встановлено, що в однорідній породі, з міжзерновою пористістю, пористість по АК може визначатись за рівнянням середнього часу:
 | (1.4) |
де Δtд – інтервальний час пробігу пружної хвилі, відрахувавши на діаграмі АК проти пласта-колектора, Δtсв і Δtж – інтервальний час пробігу пружної хвилі в мінеральному скелеті породи і в рідині, що заповнює пористий простір породи. У загальному випадку прийнято вважати, що швидкість поширення пружної хвилі в мінеральному скелеті карбонатних порід дорівнює 6400 – 7000 м / с, а в пластовій рідині становить 1600 м / с.
Найбільш точні результати визначення пористості в колекторах кар-бонатних відкладень, представлених вапняками і доломітами. Приведена вище проста формула не може бути використана для визначення швидкості поширення пружних хвиль в тріщинуватих, кавернозних та інших породах зі складною структурою пустотного простору.
Кп колекторів можна також визначити, скориставшись залежністю Δt= f(Кп), отриманою при зіставленні значень Δt, встановлених за діаграмою, і Кп за даними керна. Такий спосіб найбільш надійний.
Визначення коефіцієнта нафтонасиченості Кн теригенних колекторів за даними ГДС як для теригенних, так і карбонатних пластів-колекторів найчастіше проводиться за допомогою даних електрометрії.
За величиною пористості нафтонасиченого шару визначається значення параметра пористості по залежності Рп = f (Кп), отриманої за керновими даними в лабораторії фізики нафтового пласта. Далі за відомим значенням питомого опору пластової води в розраховується питомий опір прошарку вп за умови його 100% -го водонасичення: вп=Рпв.
Далі за питомим опором нафтонасиченого прошарку нп, визначеним умовно за показами стандартного зонда і за розрахованим значенням вп обчислюється параметр насичення цього прошарку:
| Рн=нп/вп. | (1.5) |
За залежністю Рн=f(Ков), отриманою в лабораторії фізики нафтового пласта (тут Ков – коефіцієнт залишкової води), визначається коефіцієнт нафтонасиченості Кн = 1 - Ков проникного прошарку.
Питомий електричний опір породи, пористий простір якої частково заповнений нафтою або газом (нп), відрізняється від опору цієї ж породи, насиченої пластовою водою (вп), в Рн раз (величина Рн називається параметром насичення):
| Рн = нп / вп = нп / Рпв. | (1.6) |
Результати визначення коефіцієнтів нафтонасиченості Кн в теригенних колекторах наводяться в табл. 3.
Таблиця 1 Визначення коефіцієнтів нафтонасиченості Кн в теригенних колекторах
Дсв = 195 мм; Ар = 198,2 м; L= 1,8 м; ρс = 0,7 Ом·м.
| Інтервал колектора, м | Абсолютна відмітка, м | h, м | х/н | Кп, % | Рп | ρвп, Ом·м | ρнп, Ом·м | Рн | Kн, % |
| 1400,0–1402,8 | –1200,0–1202,8 | 2,8 | Н | 21,5 | 14 | 0,63 | 250 | 397 | 96,0 |
| 1410,8–1413,8 | –1210,8–1213,8 | 3,0 | Н | 20,0 | 15 | 0,675 | 68 | 100 | 92,0 |
| 1502,0–1510,0 | –1302,0–1310,0 | 8,0 | Н | 17,7 | 17 | 0,765 | 100 | 131 | 93,2 |
| 1511,0–1513,0 | –1311,0–1313,0 | 2,0 | В | 20,0 | 15 | 0,675 | 150* | 222 | 94,1 |
| 1515,0–1520,2 | –1315,0–1320,2 | 5,2 | В | 18,3 | 16 | 0,72 | 10* | 13,9 | 73,3 |
1 2 3 4 5