Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области

Кривые, построенные для зависимости Рп – Кп, незначительно отличаются друг от друга для рассматриваемых участков. Однако кривая, построенная для месторождения лежит ниже всех остальных, следовательно и значения Рп для месторождения будут ниже. Как известно Рп прямо пропорционально связан с ρвп, значит, чем меньше параметр пористости, тем меньше и ρвп. Удельное сопротивление глинистого

водонасыщенного коллектора в значительной степени зависит от соотношения электропроводности ДЭС, формирующегося в окрестности поверхности глин, и электропроводности свободного электролита, а также от объемного распределения этих компонентов. В большинстве случаев электропроводность ДЭС выше, что приводит к занижению ρвп глинистого коллектора водонасыщенной породы.

По зависимости Рн – Кв можно сказать, что все три зависимости схожи. По геометрии порового пространства, за которое отвечает коэффициент а, наиболее сложное по месторождению и области.

б) Что означает каждый из коэффициентов в уравнениях. Можно ли говорить о каких-то литолого-физических особенностей коллекторов Томской области и их различиях на отдельных месторождениях?

Кп = а•αпс + b;

а – коэффициент, указывающий на чувствительность коэффициента пористости к глинистости;

b – коэффициент, указывающий на пористость глин.

Рп = а•Кп-m;

а – коэффициент, изменяется от 0,4 до 1,6;

m – показатель цементации для неглинистых пород;

m = 1,3–1,4 – хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники;

m = 1,8–2,0 – сцементированные песчаники и известняки с межгранулярной пористостью;

m < (1,8–2,0) – с трещиноватой пористостью;

m > 2,0 – с кавернозной пористостью.

Рн = а•Кв-n;

а – константа коллектора, коэффициент, указывающий на сложность геометрии пор (чем он больше, тем сложнее геометрия пор);

n – константа коллектора, показатель, характеризующий крутизну кривой, зависит от степени цементации;

1) межзерновые гидрофильные коллекторы:

n = 1,3–1,6 – глинистые терригенные;

n = 1,8–2,0 – хорошо сцементированные слабоглинистые терригенные и карбонатные;

2) коллекторы со сложной геометрией пор:

n = 1–1,3 – кавернозные породы;

n >> 2 – трещиноватые породы;

3) гидрофобные коллекторы:

n > 2 и тем больше, чем больше гидрофобность коллектора.

Поскольку в уравнениях есть различие в коэффициентах, значит, существуют различия в типах коллекторов, поэтому можно говорить о литолого-физических особенностях месторождения, коллекторов Томской области и их различиях.

По свободному члену в уравнении Кп (равном 0,091) можно говорить о том, что наибольшей пористостью обладают породы по области, но чувствительность коэффициента пористости к глинистости в этом случае наименьшая (коэффициент а в уравнении – наименьший).

в) Для граничных значений пористости коллектора горизонта Ю1 (10 – 20)% используя уравнения месторождения определите соответствующие им значения αпс, Кгл и Кпр, а также W, Рп при полном водонасыщении и при Кв = 0,5. Совпадает ли вычисленный интервал Кпр с приведенным в тексте?

Кп = 0,1205•пс + 0,07; пс = (Кп – 0,07)/0,1205

Кгл=0,4346-0,3846пс

lgКпр=3,27пс – 1.261; Кпр = 10^(3,27*Кп – 1,261)

W= Кп· Кв

Рп=0,922Кп-1.745

Часть вычисленного интервала Кпр попадает в интервал, приведенный в тексте.

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

а) Каким граничным значениям Кп, Кгл и Кпр соответствуют приведенные критерии коллектора по αпс?

Граничные значения:

- для газ – нет;

- для нефти αпс = 0,43.

Кп = 0,1205•пс + 0,07 = 0,121815;

Кгл=0,4346-0,3846пс = 0,269222;

lgКпр=3,27пс – 1,261; Кпр = 10^(3,27*Кп – 1,261) = 1,396689924.

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

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом αпс. 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 ρп, которое вычисляется по следующей формуле: rп³2,4aпс+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.

rп³2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение rп, выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρп≥4,5 Ом*м.

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

Номер образца 201/15.

 Скачать реферат