Определение пористости карбонатных коллекторов

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

По дисциплине: «Геофизические исследования скважин»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИС

Исполнитель: студент группы БНГС-10-1сз Бычков И.В.

Руководитель: доцент Косков В.Н.

Пермь, 2015

Содержание

Введение

1. Литологическое расчленение разрезов скважин, выделение коллекторов и определение характера их насыщения _________________________________ 04

2. Определения пористости терригенных коллекторов ___________________ 05

3. Определения пористости карбонатных коллекторов ___________________ 06

4. Определение нефтенасыщенности коллекторов _______________________ 08

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Геофизические методы исследования скважин служат для получения геологической документации разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, осуществления контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений, изучения технического состояния скважин и т.д. С этой целью по данным ГИС изучают в скважинных условиях физические свойства горных пород. Методы ГИС подразделяются на электрический, радиоактивный, акустический, магнитный, термический и т.п. Геофизические методы позволяют представить разрез скважин комплексом физических характеристик, таких, как удельное электрическое сопротивление, радиоактивность, теплопроводность изучаемых сред, скорость распространения упругих волн в них и т.п.

Основным документом для геологической службы является литолого-стратиграфическая колонка, содержащая результаты интерпретации материалов ГИС и сведения о положении границ пластов и их толщине, литологической характеристике каждого пласта, наличие коллекторов, характере флюида, заполняющего поровое пространства продуктивных пластов. Окончательный результат геофизических исследований представляется такими физическими параметрами, изучаемыми методами ГИС, как пористость, проницаемость, глинистость пород, коэффициент нефтенасыщенного порового пространства. Оценка этих параметров и составляет один из важнейших этапов процесса интерпретации геофизических данных. Интерпретация, в свою очередь, может быть качественной, если, например, определяется литологический состав породы, и количественной, если оценивается количество содержащегося породе того или иного компонента (глины, нефти, газа и др.).

Методы ГИС используются также при контроле технического состояния скважин и при исследовании действующих скважин в процессе разработки нефтегазовых месторождений. За последнее время широкое распространение получила интерпретация данных ГИС с помощью ЭВМ и персональных компьютеров.

К данной курсовой работе прилагается комплекс геологических и промыслово-геофизических исследований отложений нижнего карбона по скважине №69 Стретенского месторождения.

Литологическое расчленение разрезов скважин, выделение коллекторов и определение характера их насыщения

Таблица 1

Сведения об интерпретации пластов коллекторов по данным ГИС

Стретенское месторождение скв. 69

ρ_c=1.0 Ом·м             А_р=190,8 м               d_скв=190 мм              Δl=1,8 м

Определение пористости терригенных коллекторов

Таблица 2

Определение коэффициента пористости К_п в теригенных коллекторах

Стретенское месторождение скв. 69

ρ_c=1.0 Ом·м             А_р=190,8 м               d_скв=190 мм              Δl=1,8 м

, где

∆Jγ - двойной разностный параметр;

Jγ^{п л} - значения ГК против пластов коллекторов;

Jγ^min - минимальные показания ГК против пород (известняков) Турнейского яруса;

Jγ^max - максимальные показния ГК против глинистых пород Тульского горизонта.

, где

К_n - коэффициент пористости;

Определение пористости карбонатных коллекторов

Таблица 3

Определение коэффициента пористости К_п в карбонатных коллекторах

Стретенское месторождение скв. 69

ρ_c=1.0 Ом·м             А_р=190,8 м               d_скв=190 мм              Δl=1,8 м

Перевод полученных единиц в имп/мин (К_гк=590 имп/мкР/час, К_нгк=7770 усл.ед/имп/мин) по следующим формулам:

Данные по аппаратуре: ДРСТ-3, по этому аппаратный коэффициент k=0,2

, где

- разностный параметр;

 - показания НГК против пласта коллектора;

- максимальные показания НГК против доломитов турнейской части разреза;

- минимальные показания НГК в теригенной части разреза;