Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области (стр. 1 из 5)

Курсовой проект по петрофизике

«Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области»

Содержание

Введение

Глава 1. Теоретическая часть

Глава 2 Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1

Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

Заключение

Список литературы

Введение

Цель данной курсовой работы анализ петрофизических уравнений, используемых при оценке фильтрационно-ёмкостных свойств и характера насыщения коллектора, используемых при подсчёте запасов углеводородов на месторождениях Томской области.

Глава 1. Теоретическая часть

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость - это свойство горных пород пропускать сквозь себя флюиды, т.е. жидкости, газы и их смеси.

При количественной оценки проницаемости породы считаем фильтрацию линейной, т.е. соответствующую линейному закону Дарси:

υ=К_пр*1/μ*grad P_пл;

где К_пр – коэффициент пропорциональности. Измеряется в СИ в м², но ввиду малости скорости фильтрации чаще всего используется мкм². В СГС-Д(Дарси), 1Д=1,02*10^-12 м²=1,02мкм².

Проницаемость в общем виде зависит от свойств горной породы, числа фильтрующихся фаз, взаимодействия фаз. В соответствии рассматривается абсолютная, фазовая и относительная проницаемости.

Абсолютная проницаемость. Под ней понимают проницаемость пористой среды, определяемую при фильтрации единственной фазы, инертной к породе. Определяется по лабораторным исследованиям на отмытых и сухих образцах. При этом необходимо учитывать эффект «проскальзывания газа».

Фазовая проницаемость. Проницаемость фазы при наличие в коллекторе других фаз. Проницаемость любой из фаз ниже абсолютной проницаемости.

Относительная проницаемость – фазовая проницаемость, отнесённая к абсолютной, и нормированная по эффекту проскальзывания, т.е.

К_пр^отн =К_{пр ф} / К _пр^∞

По проницаемости породы подразделяют:

· Проницаемые > 10^-2 мкм²

· Полупроницаемые 10^-2 - 10^-4 мкм²

· Непроницаемые < 10^-4 мкм²

· Породы-экраны < 10^-6 мкм²

ПОРИСТОСТЬ

Пористость – это наличие в массиве горной породы или минерале незаполненного минеральным скелетом пространства. В естественном залегании они вмещают пластовые жидкости. Выделяют первичную и вторичную виды пористости. Первичными являются межзёрновые поры, межкомпонентные; ко вторым относятся чаще тектонические трещины, а также связанные с деятельностью подземных вод.

а)хорошо отсортированный высокопористый песчаник, б) плохо отсортированный песчаник,

в) глины, г)трещиноватая карбонатная порода, при К_п=15%, д) К_п=30%,

е) трещиновато-кавернозная карбонатная порода.

По форме первичные полости—поры могут быть ромбоэдральными, у хорошо отсортированных рыхлых и скатанных песков, тетраэдрическими у тех же сильно уплотненных пород, щелевидными у глин, слюд и других минералов с кристаллической решеткой пластинчатой структуры, в виде канальцев расширяющейся или сужающейся формы у плохо отсортированных обломочных образований, пузырчатыми в ненарушенных магматических породах; вторичные полости—трещиновидными у скальных метаморфических и магматических пород, каверновидными у карбонатных разностей и гипсов, каналовидными у лессов, ячеистыми у известковистых и кремнистых туфов, соответствующими форме выщелаченным кристаллам минералов в плотных магматических, метаморфических и осадочных породах. По размерам поры и каверны можно характеризовать эффективным диаметром, а трещины—средней шириной (раскрытием).

Классификация пор по размерам положен принцип рассмотрения взаимодействия с насыщающим флюидом.

Сверхкапиллярные поры имеют диаметр d_эф> 10^-4 м. Доля воды, связанной капиллярными силами и силами адсорбции с твердой фазой, сравнительно невелика. Поэтому пластовая вода в этих порах может двигаться в основном под действием силы тяжести в соответствии с законами трубной гидромеханики. Характерны для слабосцементированных галечников, гравия, крупно- и среднезернистых песков, обломочных разностей карбонатных пород; в зонах выщелачивания карбонатных пород они могут достигать весьма больших размеров (каверны, карсты).

Капиллярные поры d_эф=10^-7 – 10^-4 м Движение воды под действием силы тяжести затруднено, т.е. вода в этих порах удерживается капиллярными силами. Типичны для сцементированных песчаников, обломочных и кристаллических известняков, доломитов.

Субкапиллярные поры (d_эф= 2*10^-9 – 10^-7 м) велика доля воды, на которую действуют адсорбционные силы со стороны твердой поверхности. Поры в этом случае заполнены рыхло- и прочносвязанной водой, которая практически не способна к перемещению в поле силы тяжести или под влиянием сил поверхностного натяжения. Свойственны глинам, мелкокристаллическим и мелоподобным известнякам, доломитам, трепелам» пепловым туфам и другим тонкозернистым породам. В отсутствие трещиноватости все эти породы не являются коллекторами.

Микропоры (d_эф< 2*10-9 м), диаметр которых соизмерим с толщиной слоя прочносвязанной воды, пластовая вода при температурах менее 70 °С практически неподвижна. Микропоры установлены у некоторых природных цеолитов.

Трещиноватость наиболее характерна для плотных, низко-пористых горных пород. Происхождение трещин чаще всего тектоническое, хотя в природе можно встретить трещины диагенеза (доломитизация карбонатов), трещины уплотнения и трещины автогидроразрыва в зонах образования аномально высоких пластовых давлений.

По характеру взаимной связи между порами и движению флюидов в породе различают общую,открытую, эффективную и динамическую пористости.

Коэффициентом общей пористости К_п оценивается объем всех полостей, как сообщающихся между собой (или открытых), так и не сообщающихся (закрытых).

К_п = (V-V_тв) / V или К_п = (V_{п мз} + V_т + V_кав) / V = К_{п мз} + К_т + К_кав.

Коэффициентом открытой пористости К_{п о} оценивается объем пор, сообщающихся между собой в породе и с окружающей средой. Для низкоглинистых высокопористых и рыхлых пород общая и открытая пористости отличаются незначительно. Для пород с большим содержанием субкапиллярных пор (например, глины) различие может быть весьма существенным.

Коэффициент эффективной пористости К_{п эф} характеризует долю порового пространства, которое может быть заполнено углеводородами. Представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно - удержанной пластовой водой:

К_{п эф} =(V_{п о}-V_{в св}) / V=К_{п о}*(1- К_{в св}).

Следует также отметить, что не весь объем нефти или газа, заполняющих полезную емкость горных пород, можно привести в движение при разработке месторождений. Определенная часть их, находящаяся в мелких и тупиковых порах, при реализуемых градиентах давления вытесняющей жидкости остается в порах без движения. Поэтому при моделировании режима разработки пласта необходимо исходить из критерия коэффициента динамической пористости К_{п д,} показывающего, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение УВ.

К_{п д}=(V_{п о}-V_{в св}- V_{н о})/ V=К_{п о} – (1-К_{в св}- К_{н о}).

Определение коэффициента динамической пористости отличается неоднозначностью и трудоемкостью определения, что ограничивает его широкое применение. При каратаже его возможно определить путем наблюдений в скважинах за проникновением радиоактивных изотопов в пласт.

ГЛИНИСТОСТЬ

Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитывают по формуле:

С_гл = (м _0,01 / м _скел)*100%

В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл,—объемную К_гл и относительную η_гл глинистость.

В общем случае, коэффициент объемной глинистости:

К_гл = С_гл *(1-К_п) * σ_скел / σ_глин.

Параметр К_гл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построении различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими параметрами, например с удельной радиоактивностью породы.

К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов:

а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа;

б) прогноза поведения коллекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разреза бурением на пресном РВО;

в) прогноза поведения коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ

Под удельной поверхностью (в нефтегазовой петрофизике) пористой среды понимают полную поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой среды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к единице объема пористой среды.