![]() |
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
2.4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ
Оценка коэффициента пористости проводилась: - по акустическому каротажу - по НГК и НКТ. Определение коэффициента пористости по акустическому каротажу проводилось по зависимости В.И. Добрынина (2.1):
где DTск – время распространения волны в скелете матрицы, мкс/м DTж – время распространения волны в жидкости, мкс/м DT – показание в пласте, мкс/м. Ср – корректирующий коэффициент Пористость коллекторов по НГК определялась по методике, разработанной во ВНИИГеофизике. Методика заключается в нормировании диаграмм НГК в единицах водородосодержания по логарифмической шкале. Модуль логарифмирования определялся по двум опорным пластам, в качестве одного опорного пласта использовался плотный пласт карбонатизированного песчаника, залегающего в подошве Баженовской свиты. Пласт имеет значительное распространение на многих месторождениях, пористость которого по керновым данным колеблется от 5% до 8%. При расчете принята пористость равная 5%. В качестве пластов с высоким водородосодержанием использовались минимальные значения глинистых пластов. Их пористость принята равной 35%. Для реализации алгоритма в автоматическом режиме разработана математическая модель, реализованная в виде функции(2.2):
где wп – водородосодержание в опорном плотном пласте, д.ед. НГКп – значение НГК опорного плотного пласта, у.ед. wгл – водородосодержание в опорном глинистом пласте, у.ед. НГКгл – значение НГК опорного глинистого пласта, д.ед. НГК – показание в пласте. Коэффициент пористости рассчитывался на основе следующего уравнения(2.3):
где wсв – водородосодержание связанной воды (wсв = 0, 35), Кгл – объемная глинистость, д.ед. Для низкопроницаемых коллекторов, как правило, представленных песчаниками карбонатно-глинистыми, песчано-глинистыми и глинисто-карбонатными, определение пористости корректнее проводить несколькими методами. Для построения геологической модели необходима поточечная интерпретация пористости. Для ее расчета рекомендована зависимость пористости по НГК, которая согласуется с керновыми данными по всем продуктивным прослоям. Определение глинистости для всех пластов проведено по формуле Стайбера(2.4):
где ГКmax – максимальное значение показаний ГК опорного глинистого пласта; ГКmin – минимальное значение показаний ГК опорного песчаного пласта; ГК – показания ГК в пласте 2.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ Определение нефтенасыщенности коллекторов Майского месторождения проводилось по формуле Арчи-Дахнова(2.5):
где
Кпо – коэффициент открытой пористости
a, m, b, n – параметры Арчи
Принятые параметры для расчета нефтенасыщенности представлены в таблице 2.3
Таблица 2.3 - Параметры для расчета нефтенасыщенности
Сопротивление пластовой воды принято по данным лабораторных исследований. Определение параметров Арчи проводилось по данным лабораторных исследований параметра пористости (Рп) и параметра насыщенности (Рн). Графики с данными, по которым определялись параметры Арчи, приведены на рисунках 2.2 - 2.5
Рисунок 2.2 Зависимость Рп от Кпо для пласта Ю13-4
Рисунок 2.3 Зависимость Рн от Кв для пласта Ю13-4
Рисунок 2.4 Зависимость Рп от Кпо для пласта Ю14-16 Рисунок 2.5 Зависимость Рн от Кв для пласта Ю14-16
2.4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ Определение характера насыщения коллекторов проводилось с использованием кривых фазовых проницаемостей по продуктивным пластам Майского месторождения. Кроме этого, определение характера насыщения коллекторов проводилось по методике, основанной на сопоставлении фактических значений Кв, определенных по интерпретации геофизических исследований, с критическими значениями Квсв, Квв, Квн+в. Критические значения были установлены по кривым фазовых проницаемостей, полученных путем пересчета данных по фазовым проницаемостям по формуле Кори по данным Майского месторождения. Полученные критические значения водонасыщенности представлены в таблице 2.4 и на рисунке 2.6
Таблица 2.4 - Результаты осреднения относительных фазовых проницаемостей по формуле Кори
Рисунок 2.6 Относительные фазовые проницаемости, пересчитанные по формуле Кори
Полученные результаты представлены в таблице 2.5
Таблица 2.5 - Критические значения водонасыщенности для пласта Ю13-4
По пласту Ю14-15 имеется только одно исследование керна на предмет определения фазовых проницаемостей, таким образом, критические значения водонасыщенности определены на данных одного исследования и представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Критические значения водонасыщенности для пласта Ю14-15
Полученные результаты интерпретации сопоставлены с данными опробования скважин. 2.4.4. СВОЙСТВА И СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ Пласт Ю13-4 Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю13-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р и пластовой пробе из скважины 102, отобранной 2.02.2011 г. [1]. Свойства были приняты по данным исследования глубинной пробы из скважины 102. По результатам анализа, нефть можно классифицировать как: - легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 829, 6 кг/м3) - малосернистую (содержание серы – 0, 4%) - смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 6, 8%) - парафинистую (содержание парафинов – 4, 4%) - с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 300º C составляет 46, 5%). Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002. Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю13-4 Майского месторождения получены по исследованию пробы со скважины 102 [4]. Компонентный состав и физические свойства приведены в таблицах 2.7. – 2.9.
Таблица 2.9 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Зависимости свойств нефти от давления также были получены по данным исследования пластовой пробы скважины 102 и представлены на рисунках 2.7 – 2.10.
Рисунок 2.7 Зависимость газосодержания пластовой нефти от давления
Рисунок 2.9 Зависимость объемного коэффициента от давления
Пласт Ю14-16 Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю14-16 Майского месторождения проводились на глубинной пробе скв. 527Р. По результатам анализа, нефть можно классифицировать как: - особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797, 4 кг/м3) - не сернистую (отсутствует) - малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 3, 3%) - высокопарафинистую (содержание парафинов – 17, 78%) - с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350º C составляет 57%). Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002. Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождению аналогу – Фестивальному. Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в таблицах 2.10. и 2.11. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Васкеза-Бегза для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 47 г/л как максимум по горизонту Ю14-16. Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.11.). Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды.
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 2101; Нарушение авторского права страницы