Задачи изучения неоднородности горных пород и пути их решения

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

1. Задание №1(Реферат) …………………………………………………….…. 3

Оглавление:

1. Введение………………………………………………..………………3

2.Задачит изучения неоднородности и пути их решения…………… 4

5. Заключение……………………………………………………..……..10

6. Список литературы…………………………………………………..11

 

2. Задание № 2 ……………………………………………………………… …12

1) общая характеристика месторождения…………………………………….12

2)Стратиграфическая характеристика разреза скважины (табл.1) ……… 14

3) Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины (табл.3)…………………………………………………………..……………..16

 

Приложения

Приложение 1

Геологическая часть ГТН

Введение

Нефтегазоносные породы, как природные резервуары, имеют весьма сложное строение. Полезный объем и пути движения в них жидкостей и газов имеют весьма резкую изменчивость. Изменения литолого-фациальных свойств нефтегазоносного пласта определяют его неоднородность. Изучение характера неоднородности пород в пределах залежи нефти и газа имеет большое значение для подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки, анализа разработки и контроля за воздействием на пласт. Под геологической неоднородностью изучаемого объекта следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого‑физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу. Создание и уточнение геологических моделей месторождений является неотъемлемым этапом при их разведке и освоении. Надежность созданных трехмерных геологических моделей и подсчета запасов исследуемых природных объектов во многом зависит от степени изученности характера изменений свойств продуктивных горизонтов. Выявление и оценка неоднородности продуктивных отложений является одной из главных проблем при разведке и на различных стадиях освоения залежей нефти и газа. Во многом, именно от корректности учета данного фактора зависит эффективность прогрессивных технологий освоения залежей углеводородов. Изучение и систематизация неоднородностей различных масштабных уровней при освоении залежи позволяют улучшить такие показатели, как объем добычи углеводородов, время и степень освоения.

 

Задачи изучения неоднородности горных пород и пути их решения.

Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей — важнейшая задача промысловой геологии. Предложено несколько подходов к оценке неоднородности, предусматривающих различную степень детализации структуры залежи. Один из них — с выделением пяти видов неоднородности — принадлежит Л.Ф.Дементьеву и подробно им описан. Не имея возможности представить все взгляды на геологическую неоднородность и учитывая объективную необходимость постоянного развития методов ее изучения, в том числе и компьютерных, излагаем основные отправные промыслово-геологические представления о неоднородности продуктивных пластов.

Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр — на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности — макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов — обычно в разном количестве на различных участках залежей — вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Показатели макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить на две условные группы:

1) показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;

2) показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.

Условность такого разделения заключается в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий применяются и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании.

К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.

Коэффициент относительной песчанистости К_п представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.

Коэффициент расчлененности К_р определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор

,

где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности можно использовать число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке. Кроме этого, по мнению автора, совмещенные карты укажут, изменяется ли эффективная мощность за счет выклинивания отдельных прослоев или горизонта в целом (при его монолитности).

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент вычисляется по формуле:

,

где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

Следует отметить, что несмотря на серьезные критические замечания в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания К_л, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев‑коллекторовh_выкл от эффективной мощности h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.

' v:shapes="_x0000_i1032"> .

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев .

Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

.

Кроме макро- и микронеоднородности, существуют также неоднородности других видов. Так, выделяются:

1) зональная неоднородность – изменение свойств пластов от участка к участку, т. е. по площади

2) слоистая неоднородность – единый литологический комплекс, состоящий из слоев различной проницаемости, т. е. по площади

3) чередование проницаемых и непроницаемых пропластков, т. е. частный случай слоистой неоднородности.

в качестве одной из важнейших характеристик при изучении неоднородности следует рассматривать масштаб. Объекты более высокого масштабного уровня, как правило, характеризуется появлением новых свойств, что влечет за собой необходимость вносить корректировку в методологию их исследований. Происходит расширение круга информативных методов. При этом возникают методические проблемы корректного учета результатов исследований объектов более низкого масштабного уровня. В нефтегазопромысловой геологии особый интерес вызывают три масштабных уровня исследований: микро (порода), мезо (слой) и макро (пласт, залежь).

Кроме этого, при изучении характера неоднородности следует учитывать, что существуют две ее разновидности - явные и функциональные (скрытые). Под явными понимаются существенные изменения свойств по площади и разрезу, которые фиксируются различными геолого-геофизическими методами. К функциональной разновидности относятся существенные изменения зависимостей между анализируемыми параметрами или отклонения от выявленных функций, трендов, распределений и т.д.

Для масштаба микро-уровня характерен комплекс исследований отдельных пород. Строение пустотного пространства зависит от структурно-текстурных особенностей породы, типа и содержания цемента и характера развития постседиментационных преобразований. Неоднородности строения пород и пустотного пространства, во многом, определяют проницаемость, остаточные водоносащенность и нефтенасыщенность и, следовательно, коэффициент вытеснения нефти. Оценка неоднородности пустотного пространства осуществляется на основании петрографических исследований шлифов и пришлифовок, порометрии и томографии.

На микро-уровне отчетливо проявляется изменчивость в строении пустотного пространства. Во-первых, в одном образце может сосуществовать несколько генетических разновидностей пустот, формирование которых, в ряде случаев, осуществлялся практически независимо друг от друга.

Во-вторых, при изучении шлифов прослеживается изменчивость структурно-морфологических особенностей даже пустот одинакового происхождения.

В-третьих, часть пустот, существовавших на более ранних стадиях развития отложений, в настоящее время прекратили свое существование в результате проявления процессов вторичного минералообразования.

В-четвертых, достаточно часто фиксируется анизотропия распространения петрофизических свойств в породе.

Неоднородности микро-уровня во многом определяют величину коэффициента вытеснения.

Масштабу мезо-уровня соответствуют изучение петрофизических и литологических свойств слоя. В данном случае результаты определений литолого-петрофизических свойств керна при наличии представительной выборки могут быть использованы для определения неоднородности рассматриваемых свойств слоя по площади и по разрезу. На этом этапе также анализируются и результаты интерпретации промыслово-геофизических данных, для которых слой, по существу, является минимальным объектом исследования. В рассматриваемом случае промыслово-геофизические материалы используются для прослеживания характера латеральных изменений свойств слоя.

При сопоставлении петрофизических параметров, определенных по керну и на основании промыслово-геофизических данных, возникают определенные проблемы. Не смотря на то, что часто отмечается достаточно хорошая сходимость значений, определенных различными методами, полного совпадения параметров не происходит. Результаты интерпретации промыслово-геофизических исследований позволяют получить интегральные характеристики большего объема пород, чем при исследовании керна. Кроме этого необходимо учитывать, что в поле зрения геофизических исследований попадают отложения, залегающие в непосредственной близости от скважины,

тогда как керн отбирается в процессе ее бурения, именно внутри ствола.

 

 

Заключение

Изучение и систематизация неоднородности разномасштабных уровней продуктивных отложений является одним из ключевых вопросов, возникающих при освоении залежей нефти и газа. Во многом, именно от корректности учета данного фактора зависит эффективность использования прогрессивных технологий воздействия на пласт и, следовательно, достижений максимального значения коэффициента извлечения нефти и/или конденсата и т.д.

Надежность выявления неоднородностей нефтегазопродуктивных отложений во многом определяет эффективность освоения залежей нефти и газа. В связи с этим, необходимо более активно использовать

стохастические методы при прогнозировании петрофизических свойств продуктивных отложений в межскважинном пространстве и в ходе построения трехмерных цифровых моделей.

Используемая литература

1. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987.
2. Классификация запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. ГКЗ СССР, 1983.
3. М.А. Жданов, Е.В. Гординский, М.Г. Ованесов. Основы промысловой геологии нефти и газа. М.: Недра, 1975.
4. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник/Под ред. Л.М. Зорькина. - М.: Недра, 1988.
5. Гутман И.С. Методы подсчёта запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1985.
6. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология,- М.: Недра, 1982.

Задание № 2