Литологическое расчленение разреза скважин, выделение пластов коллекторов по комплексу ГИС
Коллектор — горная порода, обладающая пористостью и проницаемостью, которые обеспечивают подвижность нефти или газа в породе. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. порода коллектор скважина карбонатный
Породы, в которых движение нефти или газа физически невозможно, называются неколлекторами.
Естественные границы фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород — это поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов с разными емкостно-филътрационными свойствами, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктивные, связанные с разрывными нарушениями, и др.Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу свойств, определяющих технологические показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принадлежащим разным недропользователям и другим, которые не приурочиваются к каким-либо естественным границам.
Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними.
Решаются эти задачи с помощью комплекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные и др.).
Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.
Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами.
Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований.
Комплекс геофизических работ в скважинах Ямбургского Газоконденсатного ...
... газа. геологический тектоника геофизический стратиграфический 1. Физико-географические условия района Ямбургское месторождение находится в ... базирования экспедиции и объектов работ - Доставка грузов на Ямбургское месторождение осуществляется по железной дороге ... разреза мезокайнозойской осадочной толщи, изучения стратиграфии, литологии, перспектив нефтегазоносности была заложена опорная скважина ...
При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.
Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности.
В терригенных разрезах: песчаные и алевролитовые коллекторы, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы:
- по наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин,
- по минимальной гамма-активности на кривой ГК,
- по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины.
Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно: электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, акустический каротаж.
Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: ПС, методы сопротивления, кавернометрия, микрокаротаж, гамма-каротаж.
Выделение коллекторов в карбонатном разрезе заключается в расчленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования.
Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации (АК+НГК+ГГК-П).
Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.
Песчаники характеризуются:широким диапазоном изменения р к ; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения рк , для водонасыщенных низкие; отрицательными аномалиями ДUС П , уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта;более высокими, чем у глин, значениями сопротивлениями пород по микрозондам сКМКЗ , при этом скмпз > скмгз (кривые расходятся);низкими значениями гамма-излучения Iг , повышающимися против глинистых полимиктовых и глауконитовых песчаников;понижением значений Iгг и Дфп с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости;широким диапазоном изменений Inг и Inn в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенности;уменьшением dс из-за образования глинистой корки.
Определение литологического состава пород-неколлекторов по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках.
Проницаемость пород-коллекторов
... виды проницаемости, факторы, влияющие на проницаемость, изменение проницаемости в процессе разработки, методы повышения проницаемости. ГЛАВА I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПОНЯТИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ Проницаемость -- важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать ...
Глины обычно характеризуются:
- низкими значениями с к , которые увеличиваются при повышении плотности и карбонатности глин;положительными аномалиями ДUсп (кривая занимает крайнее правое положение);совмещением значений ркМ гз и ркМ пз, примерно равных сопротивлению промывочной жидкости (глинистого раствора сР ): ск мг з = ск м пз = ср (кривые почти сливаются);высокими значениями Iг ;высокими значениями Iгг , снижающимися в более плотных разностях;низкими показаниями Inг и Inn ;
- максимальными значениями Дфп ;увеличением dс по сравнению с dН ;
Глинистые сланцы характеризуются более высокими, чем у глин, значениями с к , Iг , Inг , большими показаниями ДUсп, более низкими значениями Iгг и Дфп ; незначительным увеличением dс или номинальным его значением.
Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризуются очень высокими значениями с к ; незначительными амплитудами ДUсп, минимальными значениями Iг и низкими Iгг ; максимальными показаниями Inг и Inn , низкими значениями Дфп ; номинальными значениями dс.
Карбонатные породы в основном различаются по типу пустотного пространства и его величине, поэтому в карбонатном разрезе более информативны нейтронные и акустические методы и метод сопротивлений.
При изучении разрезов скважин выделяются:
- общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах;
- эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта;
- нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов.
В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГВК.
Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно существенно. Для отображения изменения названных толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты — линии равных значений толщины).
В пределах внутреннего контура нефтегазоносности значения изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внутреннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтегазоносности одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактически границей залежи.
Газовый каротаж — комплекс исследований скважины, включающий изучение объемного содержания и состава газов углеводородов (УВ) в промывочной жидкости (ПЖ), эвакуированной из скважины, изменения технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины, а также отбора и исследования шлама (каротаж по шламу).
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин (2)
... и голландская Royal Dutch слились в Royal Dutch Shell 1908 год. Открыты первые нефтяные месторождения в Иране. Для их эксплуатации создана Англо-Персидская Нефтяная ... района Карпат. 1848 год. Первая в мире нефтяная скважина современного типа пробурена на Апшеронском полуострове ... учетом возрастающего потребления нефти и газа в промышленности и возможностью их быстрого и экономичного извлечения из недр ...
Газовый каротаж представляет собой прямой метод выделения пластов, содержащих УВ, в разрезе скважины. Он предназначен для изучения геологического разреза скважины, оперативного выделения в нем перспективных на нефть и газ интервалов с целью детальных геофизических исследований и опробования пластов, а также прогнозной оценки характера и насыщения. Цель геолого-технологических исследований состоит в оперативном изучении геологического строения разреза скважин, выявлении и оценке продуктивных пластов, повышении качества проводки и сокращении цикла строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Достижение этой цели обеспечивается путем оперативной реализации буровой бригадой рекомендаций, выдаваемых на скважине персоналом партии ГТИ, а также использованием полученной информации при проектировании строительства очередных скважин.
В функции партии ГТИ входит непрерывный в процессе бурения сбор, анализ и обработка информации о шламе, керне, параметрах бурового раствора и режиме бурения; оперативная предварительная обработка геофизической и гидродинамической информации о продуктивных или перспективных объектах; выдача буровой бригаде, геологической и технологической службам буровых предприятий рекомендаций, необходимых для оперативного выявления перспективных на нефть и газ объектов и оптимальной проводки скважин в сложных горно-геологических условиях.
К геологическим задачам, решаемым партиями ГТИ, относятся:
- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;
- выделение коллекторов и оценка их свойств;
- выявление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов.
К технологическим задачам относятся:
- предупреждение аварий и осложнений в процессе бурения;
- оптимизация режимных параметров бурения и отработки долот;
- расчет давлений в скважине и оценка пластовых, поровых давлений.
Область применения геолого-технологических исследований включает исследование поисковых, разведочных, эксплуатационных, опорно-параметрических и опорно-технологических скважин.
Основными задачами газового каротажа при исследовании поиско вых и разведочных скважин являются: выявление в разрезе бурящейся скважины перспективных нефтенасыщенных пластов-коллекторов; оценка характера насыщенности пласта-коллектора; выделение зон аномально высоких поровых давлений; предупреждение внезапных вы бросов пластового флюида.
При решении второй и третьей из перечисленных задач важнейшим информативным параметром является относительный состав газа. В настоящее время при газовом каротаже измеряются концентрации уг леводородных газов CH 4 , C2 H6 , C3 H8 , C4 H10 , C5 H12 , C6 H14 в газовоздуш ной смеси, извлекаемой желобным дегазатором из промывочной жидко сти (ПЖ), и в газовой смеси, выделяющейся при глубокой дегазации проб ПЖ. Относительный состав газа определяется расчетным путем, как относительные содержания компонентов углеводородных газов (УВГ) от метана до гексана включительно, когда суммарное содержание УВГ принимается за 100 %.
Система безопасности бурения газовых скважин
... и используется для извлечения газа и газового конденсата. В цикл строительства скважины входят: подготовительные работы; монтаж вышки и оборудования; подготовка к бурению; процесс бурения; крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж; вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа. ...
Для выявления характера насыщения испытуемого пласта исполь зуется соотношение различных компонентов полученного газа между собой, различное для попутного газа, газа в кровле нефтенасыщенного пласта и вблизи ВНК, в газовых шапках, чисто газовых залежах и водо растворенного газа.
Извлечение газа из раствора осуществляют с помощью дегазато ров, за счет понижения над раствором давления и его механического разбрызгивания. При стандартных газометрических исследованиях из раствора извлекается небольшая (сотые доли процента) часть заклю ченного в нем газа. Приготовление рабочей газовоздушной смеси осу ществляется в линии газовоздушного потока и заключается в ее очище нии от механических примесей и брызг, а при необходимости — от при сутствия неуглеводородных горючих газов.
Для более детального компонентного анализа углеводородных га зов применяют хроматографические анализаторы.Результаты анализа газовоздушной смеси относятся не к глубине забоя скважины, а к той глубине, которую скважина имела при разбури- вании пород, выделивших исследуемую порцию газа.Результаты исследований представляют в виде кривых изменения содержания углеводородных газов, а также в виде кривой изменения содержания тяжелых углеводородных газов по разрезу скважины. Вме сте с кривыми газометрии скважины регистрируется кривая скорости проходки. На кривых газометрии против нефтегазоносных пластов вы деляются выраженные аномалии повышенного содержания газов. Про тив газоносных пластов величина аномалий на кривой содержания тя желых газов меньше, чем против нефтеносных. Это связано с тем, что при вскрытии газоносных пластов в буровом растворе наблюдается рост содержания легких фракций.
Основным критерием при определении типа залежи может служить качественный состав анализи руемых при газовом каротаже газовоздушных смесей. Следует отме тить, что в момент проходки газонасыщенных пластов извлеченный из глинистого раствора газ будет состоять преимущественно из метана, при каротаже горизонтов, содержащих нефть, в составе газа должна возрастать роль более тяжелых углеводородов.
Из приведенных данных следует, что как в нефтяных, так и в газовых месторождениях компонентный состав газов характери зуется наличием всей гаммы углеводородных газов от метана до гексана включительно. Количественное соотношение отдельных компонентов различно и изменяется в зависимости от типа залежи.
Литература
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/geologicheskoe-raschlenenie-razrezov-skvajin/
1. Булатов А.И. и др. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов — М: ООО «Недра — Бизнесцентр» 2003 — 1007 с.
2. Буровые комплексы / под общей ред. К.П.Порожского. Екатеринбург, издательство УГГУ, 2013 — 768 с.
3. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов.- М.: Недра, 1988. — 501 с.: ил.
4. Баграмов Р.А. Машины и оборудования для бурения нефтяных и газовых скважин. Расчет на прочность: Учебное пособие. — М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997. — 88 с.
Эффективность использования нефтяного газа на Верх-Тарском нефтяном ...
... от 59 до 73 м. К верхней части горизонта приурочена промышленная залежь нефти. Перекрывается горизонт Ю1 маломощными морскими темно-серыми аргиллитами георгиевской свиты, ... прoвести анализ результатов эффективнoсти использования пoпутного нефтяного газа и предлoжить мероприятия по пoвышению эффективности использования нефтянoго газа. 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕРХТАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ...
5. Баграмов Р.А. Основные требования, предъявляемые к буровым установкам, и методика оценки их качества: Учебное пособие. — М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997. — 22 с.
6. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.И. Одновинтовые гидравлические машины: в 2 томах — М.:ООО «ИРЦ Газпром». — 2007 — т 2. «Винтовые забойные двигатели» — 470 с.
7. Ефимченко С.И., Прыгаев А.К. Расчет и конструирование оборудования нефтяных и газовых промыслов Ч. I.
Расчет и конструирование оборудования для бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для ВУЗов. — М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006 — 736 с.
8. Протасов В.Н., Султанов Б.З., Кривенков С.В. Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи.
Под общ. редакцией В.Н. Протасова: Учебник для ВУЗов — М: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2004 — 691 с.
9. Колчерин В.Г. и др. Новое поколение буровых установок Волгоградского завода в Западной Сибири. — Сургут ГУП ХМАО «Сургутская типография», 2000. — 320 с.
10. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы: Учебник для техникумов — М.: «Недра». 1989 — 395 с.
