Презентация на тему "Петрофизические модели коллекторов"

Содержание

• 
  Слайд 1
  

  Н.Г. 2. Петрофизические модели коллекторов Модуль 2 2.1. Модели электропроводности 2.2. Модели электрической поляризации 2.3. Модель естественной радиоактивности 2.4. Модели нейтронной пористости 2.5. Акустическая пористость Номоконова Г.Г.

• 
  Слайд 2
  

  НГ Лекции ___________16 часов Лабораторных _____ 16 часов Курсовая работа___48 часов ИТОГО _____ 80 часов Экзамен Диф. зачет 2 модуль 2.1. Модели электропроводности 2.2. Модели электрической поляризации 2.3. Модель естественной радиоактивности 2.4. Модели нейтронной пористости 2.5. Акустическая пористость Лекции Лабораторные УЭС пластовых вод Модель электропроводности коллекторов Модели коллекторов месторождений Западной Сибири Качественный анализ петрофизических данных Итоговая работ: Петрофизические модели коллекторов пласта Ю1 месторождений УВ Томской области

• 
  Слайд 3
  

  Модель – вещественный или идеальный (абстрактный) образ объекта (процесса, явления), адекватный ему в отношении каких-либо признаков (Энциклопедия) Избирательное подобие Отражение наиболее существенных сторон Соответствие цели исследования Модель – совокупность име- ющихся об объекте сведений, способствующих решению поставленной геологической задачи и оптимальным образом для этого упорядоченных. (Боровко, 1979) Модель – изображение в удобной форме многочисленной информации об объекте исследования. (Шилов, Джафаров, 2001) Многообразие моделей Многообразие целей НГ

• 
  Слайд 4
  

  Петрофизическая модель коллектора: Теоретически или экспериментально установленная аналитическая зависимость между петрофизическими свойствами коллектора(определяемыми по данным ГИС), с одной стороны, и его литологическими, фильтрационно-емкостнымисвойствами и характером насыщения, с другой. Петроэлектрическая модельводонасыщенности (нефтенасыщенности) коллектора Южно-Покамасовского месторождения (Западная Сибирь) Кгл=1.055-(1.14-1.111 J)0.5; Кгл=0.4346-0.3846пс Петрофизические модели глинистости коллектора пласта Ю1 Крапивинского месторождения J - разностный параметр радиоактивности αпс – относительная амплитуда ПС НГ

• 
  Слайд 5
  

  НГ 2.1. Модели электропроводности

• 
  Слайд 6
  

  вода Нефть и газ Классификация минераловпо электропроводности Вспомним! НГ

• 
  Слайд 7
  

  Θ 90- несмачивание б- гидрофобная поверхность (битумы, угли, графит, сульфиды, металлы) б в Твердая фаза Вода Нефть а в – избирательно- смоченная поверхность Смачивание► поверхностное явление, возникающее при соприкосновении твердого тела с двумя несмешивающимися флюидами и заключающееся в растекании одного из них по твердой поверхности (wettability) - краевой угол смачивания θ Вспомним! НГ

• 
  Слайд 8
  

  Нефть Вода Пласт Ю1, Южно-Покамасовское Флюид ρ, Омм Вода 10-2-105 Лед 7.105 Нефть 109-1014 Газ >1014 Вспомним! Коллекторы большинства месторождений Западной Сибири – гидрофильные НГ

• 
  Слайд 9
  

  Исходные положения моделей: а. Коллектор – двухкомпонентная среда: 1.- непроводящий компонент (твердая фаза + углеводороды) 2. – проводящий компонент (вода) б. На электропроводность влияет только открытая пористость. НГ

• 
  Слайд 10
  

  Полностью водонасыщенная порода А. Чистые (неглинистые) коллекторы Тэл=1 Идеальный коллектор Реальный коллектор ρвп - удельное сопротивление водонасыщенной породы ρв – удельное сопротивление пластовой воды Тэл >=1 – электрическая извилистость поровых каналов – показатель сложности геометрии поровых каналов а НГ

• 
  Слайд 11
  

  Рп – параметр пористости (относительное сопротивление) Статистическая модель где а и m – экспериментально установленные коэффициенты m - показатель цементации породы. Чем сложнее геометрия поровых каналов, тем больше m отличается от единицы (m>=1) Для неглинистых коллекторов - обобщенные значения параметра m: хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники: m=(1.3-1.4); хорошо сцементированные терригенные и карбонатные коллекторы с пористостью: межгранулярной (m=1.8-2.0); трещинной (m2). Теоретическая модель чистого водонасыщенного коллектора НГ Ориентировочные значения

• 
  Слайд 12
  

  Б. Глинистые коллекторы (на электропроводность влияет двойной электрический слой - ДЭС) Модель порового канала ДЭС Свободная вода ξ ξ – доля порового канала, занятая свободной водой Электропроводность порового канала - Параметр пористости Коэффициент поверхностной проводимости кажущийся параметр пористости НГ

• 
  Слайд 13
  

  Обычно ρдэс>δДЭС П=1 (песок) r=δДЭС (глины) БВ – Рп=1.1914*Кп –1.79, Ач – Рп=2.8613*Кп –1.31, Ю1 – Рп=2.3614*Кп –1.24, Южно-Покамасовское 1. Коэффициенты в уравнении Рп=f(Кп) зависят как от структуры порового пространства, так и от глинистости 2. Разрезы, по которымсоставлялось петрофизическое уравнение, и разрезы, в которых оно используется , должны быть аналогичны. НГ 1

• 
  Слайд 14
  

  Частично водонасыщенный коллектор Т.е. газонасыщенный или нефтенасыщенный – параметр насыщения (коэффициент увеличения сопротивления) удельное сопротивление нефтегазонасыщенной (частично водонасыщенной) породы удельное сопротивление той же породы, но при полном водонасыщении Модель идеального коллектора► ДЭС Свободная вода Нефть б НГ

• 
  Слайд 15
  

  Теоретическая модель Статистическая модель Реальный коллектор - Показатель насыщенности а) Межгранулярные коллекторы: в) Гидрофобные =1.3-1.6 (и ниже) глинистые = 1.8-2.0 слабоглинистые терригенные и карбонатные =1.0-1.3 каверновые >>2 трещинные >2 Для пласта Ю1 месторождений Томской области: Уравнение Арчи-Дахнова б) Коллекторы каверновые и трещинные : НГ Ориентировочные значения

• 
  Слайд 16
  

  Порядок оценки нефтенасыщенности коллектора 1 . Необходимо знать: 2 . Измерить: 3. Рассчитать: 4. Определить: Зависимости Рп=f(Кп), Рн= f(Кв) Сопротивление пластовой воды (ρв) Коэффициент пористости (Кп) Удельное сопротивление пласта (ρнп) в скважине одним из методов ГИС 1. ρвп по зависимости Рп= ρвп / ρв =f(Кп), 2. Рн= ρнп / ρвп Кв по зависимости Рн= f(Кв) и Кн=1-Кв НГ

• 
  Слайд 17
  

  Модель электрического параметра насыщения пласта Ю1 Покамасовского месторождения НГ

• 
  Слайд 18
  

  Кв>Кв* (ρρ**) область фильтрации нефти Квρ*)- выход нефти Определение граничных значений параметров коллектора по: Относительным фазовым проницаемостям + Моделям параметра насыщения Кв* Рн* ρ* Кв** Рн** ρ** Кв*** Рн*** Ρ*** Кв*-Кв** (ρ**-ρ*) – выход нефть + вода Кв>Кв** (ρ

• 
  Слайд 19
  

  ЗОНА (ВЫХОД) ЗОНА ПРЕДЕЛЬНОГО НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ (остаточной водонасы- щенности (НЕФТЬ) ПЕРЕХОДНАЯ ЗОНА (НЕФТЬ+ВОДА) (ВОДА+НЕФТЬ) ВОДОНАСЫЩЕННАЯ ЗОНА (зона остаточной нефтенасыщенности) (ВОДА) (ВОДА) Электрическая модель нефтяной залежи 0.8 0.8 0.8 0.6 0.6 0.6 0.4 0.4 0.4 0.2 0.2 0.2 0 Нефть Вода Н+В В+Н Кв* Квкрит Кв** Кв Относительные фазовые проницаемости Подзона физически связанной воды Подзона остаточной воды Кв* Кв*** Кв** ρmin ρ*** ρ* ρ** ρmax Где ВНК? НГ

• 
  Слайд 20
  

  Петрофизическая модель продуктивной части Средненюрольского месторождения нефти Высокоомные образования: Угли, карбонатные породы, аргиллиты баженовской свиты, нефтеносные песчаники. Низкоомные образования: Глины,водоносные песчаники Удельное электрическое сопротивление Нефтенасыщенность Основная задача ГИС методом сопротивления - оценка нефтенасыщенности коллекторов НГ

• 
  Слайд 21
  

  Студентам групп 2А090 и 2А290! Срочно, до 13.00 1 февраля, согласовать темы ВКР с руководителями. Опоздавшие будут допускаться к защите ВКР в отдельном порядке.

• 
  Слайд 22
  

  НГ 2.2. Модели электрической поляризации

• 
  Слайд 23
  

  Диффузионная и диффузионно-адсорбционная поляризации (связана с процессами в двойном электрическом слое) возникает на контакте двух растворов с разной концентрацией (С) С1 С2 С1>С2 + + + + + - - - - - J J – диффузионный поток Уравнение Нерста Ед – диффузионный потенциал: R – газовая постоянная; F – число Фарадея; Е – абсолютная температура; n+, n- - числа переноса; m – заряд электролита; Числа переноса – доли электричества, переносимого ионами. n++ n-= 1. Для одновалентного электролита и t=20oC Кд – коэффициент диффузионной ЭДС Диффузионная поляризация 1 а НГ

• 
  Слайд 24
  

  Na+и Cl- - Преобладающие ионы в пластовой воде и промывочной жидкости n- (Cl-) =0,6 n+ (Na+)=0,4 Для раствора NaCl и t=20оС Более разбавленный раствор заряжается отрицательно. Ед – в чистом виде проявляется в идеально-пористых средах Условие возникновения Ед: ? r – радиус порового канала δ – толщина двойного электрического слоя (ДЭС) Диффузионно-адсорбционная поляризация б НГ

• 
  Слайд 25
  

  Широкий капилляр (r>>δ Узкий капилляр (r=~δ) 2 r 2 δ А. Строение капилляра Б. Диффузия через породу с такими капиллярами С1 С2n+ n-

• 
  Слайд 26
  

  В породах с узкими капиллярами основная часть порового пространства занята ионами одного знака (катионами), поэтому их относительная подвижность при диффузии (числа переноса) возрастает. Кда – коэффициент диффузионно- адсорбционной ЭДС Кда -11.6 мВ -------------------- +58. мВ Песчаники Глины Песчанистость глинистость ПС - метод самопроизвольной поляризации Нефть Вода ПС НГ

• 
  Слайд 27
  

  N M ∆U ГЛИНЫ ПЕСЧАНИКИ M N– измерительные электроды ∆UПС Принципиальная схема измерения ПС ∆U - Измерительный прибор Промывочная жидкость (ПЖ) Геологический разрез НГ

• 
  Слайд 28
  

  αпс – относительная амплитуда ПС Лантынь-Яхское месторождение, пласт Ю1 НГ

• 
  Слайд 29
  

  + + + + - - - - - + + + + - - - - - - - - - - - - - - - - - - + + + + + - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + Линия глин Глины Глины Песчаник- коллектор Модель диффузионно-адсорбционной поляризации (ПС) коллекторов 2 Епс -потенциал самопроизвольной поляризации ЕПС αпс – относительная амплитуда Епс Епс*- амплитуда Епс отсчитанная от«линии глин» Епс*(max) – максимальное значение Епс* для песчаников исследуемого интервала разреза Епс* а Относительная амплитуда ПС НГ

• 
  Слайд 30
  

  0 1 Глины Песчаники Глинистость Песчанистость Кгл=0.4346-0.3846пс Модель глинистости пласта Ю1 Мыльджинского месторождения Какая объемная глинистость у глин и безглинистых песчаников Ю1 Мыльджинского месторождения? НГ ?

• 
  Слайд 31
  

  Модель пористости ПС Исходные положения: 1. Коллектор = неглинистый скелет + цемент (глинистый и карбонатный) 2. Коллектор водонасыщенный Модель пористости ПС = модель ПС + модель пористости С учетом доли порового пространства, занятого названными порами * Микропоры в глинистом цементе Макропоры, блокированные микропорами глинистого цемента Макропоры Макропоры, блокированные микропорами карбонатного цемента Модель б НГ

• 
  Слайд 32
  

  Кв.св= Кв.св(г)+Кв.св(к) – коэффициент физически связанной воды (влияет на ФЕС коллектора) Кв.св(г) – коэффициент адсорбированной на поверхности глин воды (влияет на ПС) Кв.св(к)– коэффициент капиллярно удержанной воды в карбонатном цементе Частные случаи: 1. Цемент отсутствует: Кв.св(г)=0, Кв.св(к)=0, αпс=1; 2. Поровое пространство занято глинистым цементом: Кв.св(г) → 1; αпс → 0; 3. Поровое пространство занято карбонатным цементом: Кв.св(к)→1; αпс→1. Плотный пласт с карбонатным цементом может выделяться на кривой ПС так же, как хороший коллектор, не содержащий цемента вообще. !!! НГ ▲ ▲

• 
  Слайд 33
  

  Изменение пористости коллектора связано с изменением его глинистости. Минеральный состав цемента однородный. Коллектор водонасыщенный Пласт Ю1, Лантынь-Яхское месторождение Различный тип глин и и переменное количество карбонатного цемента ухудшают корреляционную зависимость αпс=f(Кп) и вносит ошибки в определения Кп по !! НГ Условия применения для оценки пористости:

• 
  Слайд 34
  

  Модель пористости ПС: интервал изменения Кп, в котором на КП влияет глинистость - микропористость глин + Кп, выше которого на пористость влияют другие факторы (не глинистость) в а Южно-Покамасовское месторождение а = 0.08-0.126 в= 0.07-0.11 Месторождения Томской области НГ

• 
  Слайд 35
  

  13 Различная ПС геологических разрезов разной продуктивности (Мыльджинское месторождение) Модель αпс=f(Кпр) НГ ► Наиболее тесные связи Апс– с проницаемостью и глинистостью ?

• 
  Слайд 36
  

  Статистическая модель n- показатель насыщенности а) Межгранулярные коллекторы: в) Гидрофобные =1.3-1.6 (и ниже) глинистые = 1.8-2.0 слабоглинистые терригенные и карбонатные =1.0-1.3 каверновые >>2 трещинные >2 б) Коллекторы каверновые и трещинные : НГ Ориентировочные значения КТ_2.1 Коэффициент водонасыщенности (нефтегазонасыщенности) определяют по электрическому параметру Рн. Вопрос: Надежность определения Кв (Кн) каких коллекторов будет выше: Глинистых (1а) или безглинистых (1б)? Трещинных (2а) или каверновых (2б)? Гидрофильных (3а) или гидрофобных (3б)?

• 
  Слайд 37
  

  Фильтрационная поляризация возникает в поровой среде при фильтрации через нее жидкости. Модель капилляра + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + - + - + - + - V Еф а д а – адсорбционная (неподвижная) часть ДЭС д – диффузная (относительно подвижная) часть ДЭС Р1 Р2>Р1 Диффузная часть ДЭС увлекается движущейся жидкостью и поверхность пористой среды со стороны более высокого давления заряжается отрицательно. Фильтрационный потенциал (потенциал Гельмгольца) - Диэлектрическая проницаемость Электрокинетический потенциал – падение потенциала в подвижной части ДЭС Удельное электрическое сопротивление - Вязкость Скорость течения: 2r Фильтрационная поляризация 3 НГ

• 
  Слайд 38
  

  0 50 100 150 Еф, мВ 10-5 10-7 r,м =5 МПа =1.5 Омм Т=25оС Справедливо уравнение Гельмгольца Прямая зависимость Еф и r При фильтрации жидкости через проницаемые породы: ΔР – разность давлений в скважине и пласте, МПа Аф – коэффициент фильтрационной электрической активности (в мВ) численно равный фильтрационной ЭДС при ρф=1 Омм и ΔР=0.1 МПа. Аф характеризует способность горной породы создавать разность электрических потен- циалов при фильтрации жидкости через породы Зависит от структуры порового пространства Наличие потенциалов фильтрации приводит к искажению аномалии ПС в коллекторах и к ошибкам оценки их пористости по ПС. ! НГ