Скачать презентацию
Идет загрузка презентации. Пожалуйста, подождите
Презентация была опубликована 10 лет назад пользователемАнгелина Оношкина
1 Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС В настоящее время хорошо известно, что распределение воды в коллекторе определяется различием в кривых капиллярного давления отдельных слоев пласта. С.Д. Пирсон, 1960 г.
2 Функции, характеризующие породу, как объект разработки (паспортные данные породы – коллектора) 1. Коллекторские свойства: пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность. 2. Нефтенасыщенность. 3. Фазовые проницаемости по воде и УВ. 4. Функция обводнения притока в зависимости от содержания воды в коллекторе и ее параметры: - наклон линейного участка, характеризующий скорость продвижения фронта вытесняющих вод; - Кноф – остаточная нефтенасыщенность после прохождения фронта вытеснения; - коэффициент вытеснения нефти после прохождения фронта вытеснения.; - критической водонасыщенность, с которой начинается обводнение притока и ее зависимость от содержания воды в коллекторе. - водонасыщенность, при которой уже не формируется фронт вытеснения нефти водой
3 3. Кривые капиллярного давления и ее параметры: - остаточная водонасыщенноть Кво; - давление вытеснения Рк выт; - точка перехода квазигоризонтальной ветви кривой квазигоризонтальную; - медианный размер эффективных поровых каналов, средний радиус фильтрующих пор и др.) Прогноз перечисленных характеристик пород коллект[ров полностью характеризующих коллектор как объект разработки, возможен по материалам ГИС с теми же ограничениями и точностью, которые имеют место при традиционно определяемых пористости, глинистости и нефтенасыщенности пород.
4 В основе количественной оценки свойств коллекторов по материалам ГИС лежат петрофизические связи между геофизическими интерпретационными параметрами (αпс, ΔJγ, ρп и др. ) и свойствами коллекторов: пористостью, глинис--тостью, абсолютной проницаемостью нефтенасыщен-ностью. Таким образом, чтобы методы ГИС решали задачи, связанные с движением флюидов в пласте следует предложить новые петрофизические модели, связывающие геофизические параметры, измеряемые в скважинах, с показателями подвижности флюидов в поровом пространстве коллекторов, и другими добывными характеристикам.
5 Количественная интерпретация материалов ГИС для оценки добывных параметров развивается медленно, значительно отставая от способов цифровой обработки скважинных данных и их визуализации. Некоторые причины: - недооценка планирования работ, начиная с отбора керна (практическое отсутствие параметрических скважин с полным комплексом ГИС и 100% отбором керна). - задача создания новой технологии не сформулирована и не поставлена. Специалисты разных направлений «занимаются каждый своим делом». При стыковке результатов часто не осмысливается и не используется большая часть наработанной информации; отсутствие современного регламента на обязательные виды лабораторного изучения керна; - отрыв исследования литологических характеристик и условий формирования коллекторов от изучения их физических свойств и геофизических параметров и от процесса интерпретации…
6 Изменение темпа накопления информации, необходимой для проектирования и управления добычей. возможно с помощью широкого использования самых дешевых и оперативных методов исследования геологических разрезов – с помощью методов ГИС.
7 Петрофизическое обеспечение для более информативной количественной интерпретации имеет несколько этапов. 1. Первый и очень важный – отбор керна и его привязка к материалам ГИС по глубине. Этот этап может предопределить результат. 2. По результатам привязки формирование массива параметров, измеренных в скважине, для дальнейшего построения связей ГИС-КЕРН. 3. Лабораторные исследования керна, включающие: - исследование пород в прозрачных шлифах, наиболее полно характеризующее породу, предпочтительно выполнять количестве-нный подсчет гранулометрических характеристик и вещественного состава зерновой фракции и цемента; - измерение коллекторских свойств и лабораторных аналогов геофизических параметров, измеряемых в скважинах; - отрабатываются кривые капиллярного давления ( «ртутные» или в системе вода- воздух).
8 4. Рассчитываются кривые фазовых проницаемостей, функции Лаверетта и их параметры. 5. Проводится классификация пород по типу кривых капиллярного давления с использование данных о литологическом составе пород. 6. Формируется единый массив экспериментальных данных для последующего расчета зависимостей между различными физическими свойствами и лабораторными аналогами геофизических параметров для расчетов связей КЕРН-КЕРН. Рассчитываются эти связи. 7. По результатам привязки керна и аналитических работ строятся связи ГИС-КЕРН.
9 Физические свойства и лабораторные аналоги геофизических параметров
10 Гранулометрическтй состав
11 Вещественный состав скелета
12 Состав цемента
15 Классификационная таблица
16 Остаточная нефтенасыщенность методом вытеснения
17 Свойства нефти
21 Функции Лаверетта для образца 1278, рассчитанные по электрическому параметру насыщения, формулам ННА США и экспериментальная на образце-аналоге 54
23 Определения Квкр, Кноф, Кн/отд
24 Коэффициент нефтеотдачи пласта Ю1 на ПотанайКарторьинском участке в зависимости от его обводнения в процессе разработки с законтурным заводнением
39 Зависимость обводненности притока fв от величины Кнг=Кнг-Кнгкр
41 Обводнение притока в зависимости отКнг=Кнг-Кнгкр для пласта А1 Северо-Ореховской площади
42 Зависимость прогноза во времени отКнг=Кнг-Кнгкр для пласта А1 Северо-Ореховской площади
47 Рп общее уравн. Рп для глинист. пиритиз. Рп основное уравн. Кв с учетом глинизаци и пиритизац ии р пв с учетом глинизаци и пиритизац ии R, омм ИК Сгл по аГК керн-ГИС Сгл по ПС керн- керн Квкр1 по Кв Квкр-Кв Кно по Кв Кн/отд
48 Пример заключения о характере притока Пласт Кровл я Подош ва аП С ГИ С аП С кер н Кп керн- керн Мдпо р по ПС Кво, % поПС и Кп Кпр,млД по Мдпор мах Кпр по воде Рп общее уравн. Кв,% Сиб НГФ по общему уравнению Кв,% по уравн. Заказчи ка R, омм Сгл поаГ К керн - ГИС Сгл по ПС керн - керн Квкр средн ее Ю1_ Ю1_ Заключение. Пласт Ю1-1 заглинизирован и практически водонепроницаемый. Нефтенасыщенность на уровне остаточной. Нижняя часть пласта Ю1 или Ю1-2 представляет собой крупнопоровый коллектор, проницаемость пород до 500млд, водонасыщенность43-45% Критическая водонасыщенность с которой начинается обводнение продукции, равна 49-46%, т.е. критическая,больше полученной по данным ГИС. При вскрытии пласт работает нефтью.
Еще похожие презентации в нашем архиве:
© 2024 MyShared Inc.
All rights reserved.