Содержание
-
Петрофизикаи геофизические исследования скважин (ГИС)
составил профессор Кузнецов Г. С.
-
I. Петрофизика
Петрофизика (физика горных пород) – дисциплина естествознания, в которой изучают закономерности изменения физических свойств горных пород и связи между этими свойствами. Петрофизика является теоретической основой интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Петрофизика изучает свойства горных пород и законы их изменения: 1. физических и физико-химических процессов, во время которых проявляются их физические и физико-химические свойства (пористость, плотность, водо-, газо-, нефте-насыщенность, тепло- и электропроводимость, намагниченность, упругость, радиоактивность и др.); 2. петрофизические величины этих свойств (коэффициенты пористости, проницаемости, электропроводности, радиоактивности и др.) ; 3. причины и законы изменения петрофизических величин по разрезам скважин; 4. взаимосвязи петрофизических величин между собою и с другими величинами. 5. другие свойства горных пород и закономерности их изменения.
-
Неоднородность, дисперсность, глинистость горных пород
Горная порода является гетерогенной – неоднородной – системой. Фазовый состав: порода представлена тремя фазами – твердой, жидкой и газообразной, или двумя – твердой, жидкой или твердой и газообразной. Компонентный состав: каждая фаза представлена одним, двумя или несколькими минералами (твердая фаза), жидкостями (жидкая фаза), газами (газообразная фаза). Каждый минерал скелетной фазы, жидкий или газообразный компонент порзаполнителя имеет определенный химический состав. Структурно-текстурное строение характеризует более сложное образование, состоящее из двух и более различных пород, чередующихся в объеме изучаемого геологического объекта. Фазовая неоднородность породы предполагает наличие границ раздела между обособленными объемами, занимаемыми каждой фазой. Компонентная неоднородность породы характеризуется составом твердой, жидкой и газообразной фаз. Примером текстурной неоднородности являются разновидности глинистого песчаника, содержащие глинистый материал, распределенный по объему в виде прослоев, чередующихся с прослоями песчаника, линзочек или гнездовидных включений. Масштабы неоднородности зависят от ее природы и образуют различные уровни неоднородности.
-
Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Наличие глинистости в горных породах существенно изменяет их физические свойства: уменьшает пористость, проницаемость, увеличивает содержание связанной воды и др. Массовая глинистость рассчитывается по данным гранулометрического анализа: Сгл= М˂0,01/Мтв, М˂0.01 - масса фракции с дэф˂10мкм. Мтв– масса сухой навески анализируемого порошка – твердой фазы минерального скелета породы. Коэффициент объемной глинистости при равенстве плотности скелетных зерен породы и глинистой фракции. Кгл = Сгл (1 – Кп ), где Кп - коэффициент общей пористости. Если плотности не равны δск ≠ δгл , то Кгл = Сглδск (1-Кп )/ δгл . Коэффициент относительной глинистости характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами ηгл=Кгл / (Кгл + Кп ).
-
Пористость Свойство пород содержать разные, не заполненные твердой фазой объемы Vпор в определенном сухом их объеме Vс называется пористостью. Количественно объем всех видов пор и полостей в горных породах принято оценивать коэффициентом пористости: Кп=Vп / V. гдеVп- объем полостей. заключенных в породе; V – объем породы ( для набухающих пород V – объем сухой породы). Взаимосвязанные поры называются открытыми, а несвязанные – закрытыми. Сумма объемов открытой пористости Vпор о и закрытой пористости Vпор.зявляется общей пористостьюVпор и коэффициент общей пористости равен: Кп=Кп.з + Кп.з. = (V –Vтв) / V. Рис.1. Различные структуры поровых пространств. Обломочные породы: а – высокопористые с хорошо окатанными зернами; б – очень высокопористые с хорошо окатанными отсортированными и пористыми зернами; в – низкопористые с плохо окатанными о отсортированными зернами; г –пониженной пористости с хорошо окатанными, но сцементированными зернами; д – с порами растворения; е – с трещинной пористостью.
-
Коэффициент эффективной пористости Кп.эфхарактеризует полезную емкость породы для углеводородов (нефти или газа) и представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно-удержанной плавстовой воды: Кп.эф = (Vп.о-Vв.св)/V = Кп.о (1-Кв.св), где Кв.св и Vв.св соответственно коэффициент водонасыщения связанной воды и ее объем. Коэффициент динамической пористости Кп.дпоказывает, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение жидкости или газа. Кп.д = (Vп.о-Vв.св-Vн.о/V = (Vп.эф-Vн.о)/V = Кп.о (1-Кв.о-Кн.о), где Vно – объем остаточной нефти. Таким образом получается : Кп ˃ Кп.о ˃ Кп.эф ˃ Кп.д.
-
Водо- ,нефте-, и газонасыщенность пород
Влажность характеризует содержание в породе воды. Общая максимальная влажность породы WΣ представляет собой объемное содержание воды в породе поровое пространство которой полностью водонасыщено: WΣ = Wтв (1-Кп ) + Кп Кв.о + Кп (1-Кв.о ), где Wтв (1-Кп ) – объемное содержание химически связанной воды в твердой фазе, Кв.о – коэффициент остаточного водонасыщения пор породы, характеризующий содержание в порах физически связанной воды, Кп – коэффициент общей пористости породы. Влажность породы может изменяться в широких пределах за счет изменения содержания в порах свободной и физически связанной воды. Химически связанная вода присутствует в минералах горных пород виде Н2О, входящих в кристаллы (кристаллизационная вода), или в виде ионов ОН- , ОН+ . Н3О+кристалической решетки глинистых минералов (конституционная вода). Физически связанная вода: пленочная, удерживаемая поверхностью твердой фазы; углов пор и тупиковых пор; капиллярно-удержанная. Остаточная вода это содержание в породе капиллярно-удержанной и физически связанной воды. Коэффициент остаточного водонасыщения: Кв.о = Vв.о / Vп , где Vв.о и Vп – соответственно объемы остаточной воды и пор.
-
По смачиваемости поверхности твердой фазы горные породы разделяются на гидрофильные и гидрофобные, в которых распределение нефти и воды в порах различается. Аналогично различают коэффициенты газонасыщения в зоне предельного насыщения:Кг = 1 – Кв.о . И в зоне недонасыщения:Кг = 1 – Кв . В коллекторах с трехфазным насыщением (нефть, газ, вода) находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения породы, учитывая,что Кн +Кг +Кв =1. Коэффициент нефтенасыщения в зоне предельного насыщения Кн= 1- Кв.о Коэффициент нефтенасыщения в зоне недонасыщения: Кн = 1- Кв. Аналогично различают коэффициенты газонасыщения в зоне предельного насыщения: Кг = 1 – Кв.о . И в зоне недонасыщения: Кг = 1 – Кв . В коллекторах с трехфазным насыщением (нефть, газ, вода) находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения породы, учитывая,что Кн +Кг +Кв =1. Рис. 2 Схема размещения води и нефти (или воды и газа) в единичной поре Коэффициент нефтенасыщения в зоне предельного насыщения: Кн= 1- Кв.о Коэффициент нефтенасыщения в зоне недонасыщения: Кн = 1- Кв.
-
Плотность горных пород
Плотность – это свойство вещества, определяющее его массу, содержащуюся в единице объема: δ = m /V. где m – масса и V – объем породы. Плотность нефтегазонасыщенной породыопределяется ее составляющими: δп =(1 – Кп ) δтв + Кп (Квδв + Кнδн + Кгδг ), где δтв,δв, δн, δг – плотность соответственно твердой фазы, воды, нефти и газа; Кв, К н и Кг – соответственно коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности породы. Плотность твердой фазы δтв – средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов: δтв = ΣδмiVvi/Vмi , где δмi и Vмi– плотность и объем i-го минерала. Для водонасыщенной породы: δп = (1-Кп )δтв + Кпδв. Плотность газов зависит от его химического состава, температуры и давления. Плотность природных вод при температуре 20оС возрастает с повышением ее минерализации. Плотность пластовых нефтейзависит от их химического состава, а в пластовых условиях еще и от количества растворенного в них нефтяного газа и пластового давления. С увеличением глубины залегания происходит уплотнение горных пород т.е. плотность возрастает. Рис. 3. Зависимость плотности δс от пористости для песчано-глинистых пород пластов АВ1Самотлорского месторождения
-
Проницаемость
Проницаемость – это свойство горных пород фильтровать через себя флюиды (жидкости и газа) под воздействием градиента давления. Линейная скорость фильтрации в породе пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости. Для количественного определения пропорциональности пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Коэффициент пропорциональности Кпр в этом уравнении называют коэффициентом проницаемости породы: Кпр=Q µ ΔL/ΔpплF где Q – объемный расход жидкости; F – площадь фильтрации; µ - динамическая вязкость; Δpпл – перепад давления; ΔƖ – длина фильтрующей пористой среды. При измерении коэффициента проницаемости по газу: Кпр = 2QоpоµгΔƖ/ (p21 – p22 )F, где Qо – расход газа при атмосферном давлении pо ; p1 и p2 –соответственно давление газа на входе и выходе из образца породы. Под абсолютной (или физической) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды, которая определена при фильтрации единственной фазы. Физически и химически инертной к породе. Обычно это газообразный азот или воздух. Коэффициент проницаемости имеет размерность 1 м2. Это очень крупная величина и в практике применяют дольное ее значение: квадратный микрометр (мкм2). Старая единица измерения проницаемости дарси (Д )и миллидарси (мД): 1Д = 1,02 10-12 м2 = 1,02 мкм2. Рис. 4. Зависимость коэффициента газопроницаемости от остаточного водонасыщения для различных карбонатных пород
-
Фазовые проницаемости определяют при наличии в поровом пространстве более одной фильтрующейся фазы. В природных условиях поры породы могут быть заполнены водой, нефтью и газом. Поэтому проницаемость для фильтрации любой из этих фаз будет ниже абсолютной проницаемости и зависеть от соотношения объемов фаз в породе и их вязкости. Относительные фазовые проницаемости (ОФП) - это проницаемости нефти, газа или воды при двух- или трехфазном насыщении порового пространства (Кпр.г, Кпр.н и Кпр.в). Они рассчитываются через коэффициенты относительной проницаемости Кпр.г . Кпр.н и Кпр.в , которые зависят от объемного соотношения компонентов (газа, нефти и воды) в фильтрующихся смесях, т.е. от величин Кг , Кн и Кв : Кпр.г=Кпр.гКпр; Кпр.н= Кпр.нКпр; Кпр.в= КпрКпр.в Рис.5. Влияние гидрофобности коллекторов на вид кривых ОФП. Породы: 1 – гидрофильные; 2 - гидрофобные
-
Удельное электрическое сопротивление горных пород (УЭС)
Электрический параметр пористости зависит от коэффициента пористости и геометрии пор. Для пород с размером пор больше 0,1 мкм. Когда можно пренебречь влиянием двойного электрического слоя на поверхности твердой фазы на электропроводность поровых каналов, параметр пористости Рп является константой данной породы: Рп = ρв.п / ρв. Для практических целей связь между Рпи Кп выражают эмпирической формулой Рп = Кп-m, где величину m называют показателем цементации породы. Удельное электрическое сопротивление пород-коллекторов в основном зависит от минерализации пластовой воды, ее количества Кв и температуры. Минералы скелета в основном являются диэлектриками и имеют очень высокие удельные электрические сопротивления (чаще всего ˃ 1011Омм). Нефть и газ не проводят электрический ток. Удельное электрическое сопротивление полностью водоносного коллектора (Кв = 1) можно записать как : ρвп = Рпρв, гдеρвп – удельное электрическое сопротивление водоносного коллектора; Рп – относительное сопротивление или параметр пористости; ρв - сопротивление пластовой воды. Рис. 6. Зависимость удельного электрического сопротивления водного раствора хлористого натрия от концентрации. Шифр кривых – температура Т, 0С Рис. 7. Зависимость параметра пористости Рп от коэффициента пористости kп для моделей пород: а – с межзерновой (1), межзерновой и трещиной (2), межзерновой и кавернозной (3) пористостью; б – межзерновой, кавернозной и трещиной пористостью. Все виды пор насыщены водой одинаковой минерализации, kкав/kт = 5.
-
Удельное сопротивление нефтеносного или газоносного пласта ρн.п(г.п выражается формулой: ρн.п (г.п) = Рнρв.п = РнРпρв , где Рн – параметр насыщения зависит от степени заполнения порового пространства нефтью или газом (Кн и Кг). Зависимости параметра пористости Рп от коэффициентов пористости Кп и параметра насыщения Рн от коэффициентов водонасыщения Кв определяются в петрофизических лабораториях при исследовании кернового материала и являются индивидуальными для каждого продуктивного пласта любого месторождения. При отборе керна из скважин, пробуренных на растворах с нефтяной основой, определяют зависимости удельного сопротивления продуктивных коллекторов от его объемной влажности Wв = КпКв . Эти зависимости так же являются индивидуальными для каждого продуктивного пласта. Рис . 8 /Экспериментальные зависимости параметра Рп от коэффициента водонасыщенностиkв для терригенных коллекторов разных классов Рис.9.Зависимость удельного сопротивления ρп продуктивного коллектора от его объемной влажности Wв для продуктивных отложений Вартовского свода
-
Естественная электрохимическая активность
Естественная электрохимическая активность горных пород – их способность создавать естественные электрические поля (поля собственной или самопроизвольной поляризации) в результате возникновения в породе различных электрохимических процессов, приуроченных, как правило, к границам пластов , а так же к границе скважина – порода при вскрытии геологического разреза скважиной. Диффузионно-адсорбционная активность – способность пород поляризоваться на контакте с электролитом или другой влажной породой и создавать в этих условиях разные диффузионно-адсорбционные потенциалы. Для возникновения диффузионно-адсорбционных потенциалов необходим контакт двух электролитов с разной концентрацией солей. В пробуренных скважинах мы имеем контакт пластовой воды с минерализацией Спл..в с фильтратом бурового раствора с минерализацией Сф ( обычно Спл.в ˃ Сф. ). В результате на контакте скважина – горная порода возникает диффузионно-адсорбционный потенциал величиной: Uсп = Кдаlg( ρф /ρв )=(Кд + Ада ) lg(ρф/ρв ), где Кда – коэффициент диффузионно-адсорбционной э.д.с., Кд – коэффициент диффузионной э.д.с., Ада – диффузионно-адсорбционная активность породы. Для растворов NaCL при температуре 18о С Кд = - 11,6 мВ. Ада изменяется от -10 до +70 мВ в зависимости от глинистости пород. С увеличением глинистости Ада возрастает. Рис.Зависимость Еда=(lgρ1) при ρ2=соnst
-
Естественная радиоактивность горны пород
Основное назначение ГМ в нефтегазопромысловой геологии – количественное определение содержаний калия, урана и тория. Наличие калия, урана и тория устанавливается по энергетическому спектру регистрируемого гамма-излучения: для радия 0,6; 1,76 МэВ; для торя 0,9,; 1,6; 2,6 МэВ и для калия 1,46 МэВ. На этом основана возможность определения глинистости, идентификации минерального состава глинистого материала, оценки содержания органического вещества, изучения условий осадконакопления. При распаде естественных радиоактивных элементов испускаются альфа-, бета-частицы и гамма-кванты. Поскольку альфа- и бета-частицы в веществе испытывают сильное кулоновское взаимодействие и обладают очень малой проникающей способностью, в радиометрии нефтегазовых скважин используется только гамма-излучение. Гамма-излучение ослабляется в породах вследствие фотоэффекта, комтоновского эффекта и образования электрон-позитронной пары. При фотоэффекте гамма-кванты взаимодействуют с электронной оболочкой атома. Фотоэлетрон уносит часть энергии гамма-излучения, гамма – квант гибнет. Процесс идет при энергии гамма-кванта не более 0,5 МэВ. При комптоновском эффекте гамма-излучение взаимодействует с электронами при энергиях гамма-квантов .значительно превышающих энергию электронов на электронных орбитах Гамма-кват рассевается и поглощается. Микроскопическое сечение комптоновского взимодействия как и при фотоэффекте зависит от порядкового номера элемента и энергии гамма-кванта, т.е. от плотности среды. Значительная дифференциация горных пород по естественной радиоактивности является основой бескернового изучения геологического разреза скважин по данным гамма – метода(ГМ). Среди осадочных горных пород наименьшую гамма-активность имеют ангидриты, гипсы, кварцевые песчаники, чистые (неглинистые) разности известняков; наибольшую – глинистые полимиктовые песчаники, глины, калийные осадки. рис.141 Рис Основные типы взаимодействия гамма-излучения с веществом Рис Зависимость -активности qпmот коэффициента kглmмассовой глинистости для песчано-глинистых пород
-
Взаимодействие нейтронов с веществом
При упругом рассеянии между нейтроном и ядром происходит перераспределение кинетической энергии без изменения внутреннего состояния ядра. В результате чего быстрый нейтрон теряет часть своей энергии и рассеивается под некоторым углом. Аномальным замедлителем нейтронов является водород, так как их массы равны. Радиационный захват нейтронов с испусканием гамма-квантов наиболее вероятен для тепловых нейтронов на ядрах кадмия, хлора, бора, лития и др. Нейтрон – нейтральная (не обладающая электрическим зарядом) ядерная частица nо1 . Свободный нейтрон – нестабильная частица, распадающаяся на протон, электрон и антинейтрино с выделением энергии 0,78 МэВ. Среднее время жизни свободного нейтрона 16 мин. В веществе свободные нейтроны живут единицы и сотни микросекунд. По энергии нейтроны делятся на тепловые с энергией менее 0,025 эВ и надтепловые с энергией выше 0.025 эВ. Взаимодействие нейтронов с горной породой : неупругое рассеяние, упругое рассеяние на ядрах элементов и поглощение (захват) ядрами элементов , слагающих горную породу, с испусканием других частиц. При неупругом рассеянии нейтрон не меняется, но приходит в возбужденное состояние. Затем ядро отдачи переходит в основное первоначальное состояние с излучением гамма-квантов. Неупруго рассеянный нейтрон в результате отдает часть своей кинетической энергии, равной энергии возбуждения ядра отдачи. При энергии нейтрона менее 0,1 МэВ замедление нейтрона происходит путем упругих столкновений. Рис. Схема взаимодействия нейтронов с атомными ядрами Образование электронно-позитронных пар происходит при энергии 1,02 МэВ и выше. Электронно-позитронные пары образуются при взаимодействии гамма-квантов с гравитационным полем ядра за счет поглощения энергии гамма-кванта.
-
Упругость
Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению размеров, объема и нередко формы под внешним воздействием (внешняя нагрузка, объемная сила, нагрев и др.) и полностью или частично возвращаться к первоначальному состоянию, если внешнее воздействие на породу устранено и не превышало предела упругости. Для нефтегазовой геофизики важным являются скорости распространения упругих продольных и поперечных волн и их поглощение. Скорость продольной волны:; Скорость поперечной волны: ; . где : ; п – коэффициент Пуассона породы; δп- плотность породы; Кп –коэффициент пористости; βо, βп, βтв,– коэффициенты сжимаемости горной породы, пор, твердой фаза (скелета). Коэффициент Пуассона - отношение относительных линейных деформаций тела в направлении, поперечном действию напряжения, к относительной линейной деформации в продольном направлении . Интервальное время пробега продольных волн:
-
Поглощение упругих волн. В сплошных твердых, жидких и газообразных средах энергия волн упругости расходуется на трение между колеблющимися частицами, превращаясь в тепловую, и рассеивается в пространстве. Коэффициенты поглощения возрастают с увеличением глинистости, коэффициентов пористости и характера их насыщения (вода, нефть, газ), зависят от флюидов насыщения порового пространства (вода, нефть, газ) и от коэффициентов трещиноватости трещиновато-кавернозных пород . Рис. Схематические зависимости коэффициентов поглощения продольных (р) и поперечных (s) волн от частоты поля и характеристик упругой среды
-
II. Геофизические исследования скважин (ГИС)
Геофизические исследования скважин один из разделов прикладной геофизики. Геофизические исследования скважин проводят в четырех основных направлениях: 1) для изучения геологических разрезов, вскрытых скважинами; 2) для изучения технического состояния скважин; 3)для контроля разработки месторождений нефти и газа; 4)проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах. Наиболее важным направлением является изучение геологического разреза, при котором решаются задачи: 1) геофизическое расчленение разрезов и выявление геофизических реперов; 2) определение пород, слагающих разрезы скважин; 3)выделение коллекторов и изучение их свойств (пористости, проницаемости, глинистости и др.; 4) выделение продуктивных (нефтегазонасыщенных) коллекторов и определение их коэффициентов нефте- и газонасыщенности; 5) подсчет запасов нефти и газа. Для решения этих задач проводят комплекс геофизических методов, основанных на разных петрофизических свойствах горных пород, изученных в петрофизике. Только комплекс геофизических методов, основанных на изучении разных физических полей взаимодействия с горной породой, позволяет решать поставленные задачи.
-
Геофизические исследования скважин позволяют дистанционно регистрировать геофизические параметры вдоль разрезов скважин. Масштаб глубин и масштаб регистрируемых геофизических величин устанавливается в зависимости от детальности исследования. Так обычно по всему стволу скважин геофизические параметры регистрируются в масштабе глубин 1:500, а в интервале продуктивных пластов в масштабе 1:200.
-
Геофизические исследования скважин проводятся в открытом стволе скважины (необсаженная скважина) и обсаженных колонной скважинах. Комплексы ГИС, проводимых в этих скважинах, различаются. Характеристика объекта исследования
Нет комментариев для данной презентации
Помогите другим пользователям — будьте первым, кто поделится своим мнением об этой презентации.