Курсовая работа: Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области

- для газ – нет;

- для нефти α_пс = 0,43.

К_п = 0,1205•_пс + 0,07 = 0,121815;

К_гл =0,4346-0,3846_пс = 0,269222;

lgК_пр =3,27_пс – 1,261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261) = 1,396689924.

б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти ρ_п зависит от α_пс ? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение ρ_п , выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом α_пс . Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение ρ_п , которое вычисляется по следующей формуле: r_п ³2,4a_пс +3,4; так как критерий коллектора для нефти _пс ≥0,43, а критерий получения чистой нефти - _пс <0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

r_п ³2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение r_п , выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρ_п ≥4,5 Ом*м.

в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Р_н и ρ_п из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

Номер образца 201/15.

Номер образца	Кв.св.	К* в	Кв.кр	К** в	Кпр *10-15 м2	Кп	Рп
205/12	0,28	0,36	0,53	0,69	129,3	19,2	17,5

Р_п = ρ_вп / ρ_в ; ρ_вп = Р_п •ρ_в ; ρ_в = 0,075 Ом•м

ρ_вп =17,5*0,075= 1,3125 Ом•м

К_в =1,023•Р_н ^-0.64 ; Р_н =(1.023/К_в )^1,5625 ;

Р_н = ρ_нп / ρ_вп ; ρ_нп = Р_н •ρ_вп .

- чистая нефть: Р_н = 7,57– 5,11; ρ_нп = 11,22- 7,57;

- нефть с водой: Р_н = 5,11 – 2,79; ρ_нп = 7,57 – 4,14;

- вода с нефтью: Р_н = 2,79 – 1,85; ρ_нп = 4,14 – 2,74;

- чистая вода: Р_н < 1,85; ρ_нп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (k_гл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆k_пв ) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (k_п = k_п + ∆k_п ), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (k_гл = k_гл + ∆k_гл ). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆k_пв ,∆ k_П , ∆k_гл )в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (r_v ), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и r_v