Определение пористости по ЯМК и выделение коллекторов

Чтобы определить пористости мы воспользовались стандартной для ЯМК разбивкой шкалы Т2. Пористости соответствующие этим интервалам, являются «бинами». Эта форма представления удобна для наглядного восприятия результатов ЯМР, поскольку качественно отражает пористость, приходящуюся на поры разных размеров (чем правее интервал по шкале Т2, тем больше размеры пор, формирующих пористость этого интервала), а изменение картины бинов по глубине отражает вариацию структуры порового пространства пород в разрезе.

 

 

Таблица 4

Бинарная пористость

 

№ бина	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Т2 min интервала	0,25	0,75	1,5	3	6	12	24	48	96	192	384	768
Т2 max интервала	0,75	1,5	3	6	12	24	48	96	192	384	768	1536
Т2 ср интервала	0,5	1	2	4	8	16	32	64	128	256	512	1024

 

Благодаря методу отсечек мы определили петрофизические компоненты пористости. Интегрирование производилсь во временных интервалах с петрофизически обоснованными границами, т.е. реализовалась методика граничных значений времен Т2, соответствующих различным механизмам удержания воды в порах разных размеров.

 Критерием выделения одиночных коллекторов в юрском разрезе Западной Сибири принято соотношение К_пэф> 4 %. По мнению специалистов, работающих в данном регионе, при такой емкости начинают формироваться устойчивые каналы для фильтрации флюида.

Использование граничных значений было обусловлено как объективными (разные породы имеют различные распределения пор по размерам и релаксационную активность поверхности), так и субъективными причинами. Так, эффективная пористость определялась с использованием К_во, а величина последнего зависит от принятого давления вытеснения. Поэтому и положение границы «капиллярно–связанная – эффективная пористость» на оси Т2 зависит от принятого давления вытеснения при определении К_во.

 

Таблица 5

Выделение пластов-коллекторов на основе количественных критериев по данным ЯМР

№ пласта-коллектора	Кровля, м	Подошва, м
1	4180,80	4184,00
2	4190,60	4192,00
3	4201,00	4202,00
4	4217,30	4218,70
5-1	4220,60	4223,70
5-2	4223,70	4225,80
6	4237,50	4239,20
7	4239,50	4241,80
8	4243,10	4244,70
9	4280,30	4281,00
10	4284,40	4286,30
11	4303,20	4304,80
12	4310,80	4313,30
13	4317,00	4319,00
14	4321,20	4322,00

 

 

Таблица 6

Соотношение между характеристиками емкости:

 

К_п = Кп(осн.канал)+К_{пгл(канал глин)} = К_пэф+К_{пкап-св}+К_пглин(5)

 

Проницаемость по ЯМК

Для оценки проницаемости по данным ЯМК мы использовали модель проницаемости Коатеса. В использованной нами форме, проницаемость выражена как:

(6)

Коэффициент C, является переменной, зависящей от специфических условий отложений, и может различаться в зависимости от района. Для скважины С = 10,0[4, с.66-97].                              

 

Нахождение остаточной водо-насыщенности и нефтегазонасыщенности по ЯМК

Коэффициент остаточной водонасыщенности (К_во) – отношение объема пор, заполненных остаточной водой (капиллярно-связанной и водой глин), к объему пор породы, рассчитан по следующей формуле:

 

К_во = (К_пгл+ К_{пкап.-св}.) / К_п(7)

 

Коэффициент нефтегазонасыщенности мы определили по формуле:

 

К_нг=1- К_во(8)

 

В итоге, ЯМК позволил найти только эффективную пористость, по которой мы точно установили пласты коллекторы, но и другие очень важные данные. Так, количество выявленных пластов-коллекторов после использования данных ядерно-магнитного каротажа увеличилось более чем на 30%, что говорит о колоссальной эффективности метода.

Таблица 7

Результаты оценки параметров ФЕС

	Кровля, м	Подошва, м	h, м			Кп ГГКп, %	Кп АК_ГК, %	Кво, %	Кнг, %	Кпр, Coates, мД	БК, Омм		Хар-р насыщ.
№				Кп,эфф,%	Кп ЯМР, %							ИК, Омм
1	4180,8	4184,0	3,2	8,5	15,4	12,0	13,6	42,0	59,0	5,0	17,5	10,8	Нефть и газ
2	4190,6	4192,0	1,4	6,7	12,1	9,4	11	50,0	56,0	2,1	16,2	13,6	Нефть и газ
3	4201,0	4202,0	1,0	5,3	12,7	11,3	7,8	51,6	43,7	1,1	9,9	14,8	Нефть и газ
4	4217,3	4218,7	1,4	4,9	13,2	11,4	11,2	61,0	40,0	0,9	10,2	14,2	Нефть и газ
5-1	4220,6	4223,7	3,1	8,0	16,3	9,6	13,1	50,0	51,7	2,6	6,9	16,4	Нефть и газ
5-2	4223,7	4225,8	2,1	5,6	17,2	11,4	12,2	66,0	34,0	0,8	7,9	15,3	Нефть и газ
6	4237,5	4239,2	1,7	6,8	13,5	1,5	10,7	52,0	49,0	1,5	7,4	16,7	Нефть и газ
7	4239,5	4241,8	2,3	4,7	11,5	10,4	11	57,0	41,0	0,8	7,2	16,4	Нефть и газ
8	4243,1	4244,7	1,6	5,6	11,5	9,6	11,8	56,9	43,0	1,2	8,1	14,7	Нефть и газ
9	4280,3	4281,0	0,7	4,0	7,8	9,2	9,5	49,0	51,0	0,6	9,6	14,9	Нефть и газ
10	4284,4	4286,3	1,9	6,4	15,1	10,9	10,4	56,0	44,0	1,3	9,0	16,5	Нефть и газ
11	4303,2	4304,8	1,6	9,3	14,8	10,6	11,3	36,8	62,0	6,3	10,1	16,8	Нефть и газ
12	4310,8	4313,3	2,5	5,5	13,3	8,1	10	56,7	40,3	1,1	15,2	15,5	Нефть и газ
13	4317,0	4319,0	2,0	5,8	11,8	8,2	12,4	50,3	46,1	1,5	13,2	15,1	Нефть и газ
14	4321,2	4322,0	0,8	4,5	13,1	9,0	11,1	65,1	32,1	0,5	12,1	14,3	Нефть и газ

Заключение

В ходе практики нами были расширены и закреплены теоретические знания, были сформированы практические навыки, полученные при изучении курса общей и нефтегазопромысловой геологии.

Был произведен поиск и разведка углеводородов в пластах со сложнопостроенным коллектором на примере одного из месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Были изучены особенности Западно-Сибирской НГП, проанализированы первичные данные (промысловая и геолого-геофизическая информация) и проведена их обработка.

Также были вычислены фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов на основе стандартных методик интерпретации данных ГИС и оценена информативность традиционных методов изучения скважин.

Была проведена апробация ЯМР на фактическом материале.

В результате прохождения практики сформированы общекультурные, общепрофессиональные и профессиональные компетенции:

· способность к коммуникации в устной и письменной формах на русском и иностранном языках для решения задач межличностного и межкультурного взаимодействия (ОК-4);

· способность работать в коллективе, толерантно воспринимая социальные, этнические, конфессиональные и культурные различия (ОК-5);

· способность к самоорганизации и самообразованию (ОК-7);

· способность осуществлять поиск, хранение, обработку и анализ информации из различных источников и баз данных, представлять ее в требуемом формате с использованием информационных, компьютерных и сетевых технологий (ОПК-1);

· владение основными методами, способами и средствами получения, хранения, переработки информации, работать с компьютером как средством управления информацией (ОПК-4);

· способность составлять и оформлять научно-техническую и служебную документацию (ОПК-5);

· способность решать стандартные задачи профессиональной деятельности на основе информационной и библиографической культуры с применением информационно-коммуникационных технологий и с учетом основных требований информационной безопасности (ОПК-6);

· способность применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику (ПК-1).

Список использованной литературы

1. Аксельрод, С.М., Неретин, В.Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике: учеб. пособие / С.М. Аксельрод, В.Д. Неретин. – Текст. – М.: Недра, 1990.

2. Баранова, Т.Э., Ильина, А.А., Флоровская, В.Н. Руководство по методике люминесцентно-битуминологических исследований [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Т.Э. Баранова, А.А. Ильина, В.Н. Флоровская. – Электрон. текстовые дан. - М.: Недра, 1966. – Режим доступа: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-rukovodstvo-po-metodike-lyuminescentno-bituminologicheskih-issledovaniy.pdf, свободный.

3. Гумерова, Н.В. Историческая геология: учебное пособие [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Н.В. Гумерова. – Электрон. текстовые дан. - Томск.: Изд-во Томского политехнического ун-та, 2010. – Режим доступа: http://portal.tpu.ru/files/departments/publish/IPR_Gumerova_geologia.pdf, свободный.

4. Джордж Р. Коатес, Ли ЧиХиао, Манфред Д. Праммер. Каротаж ЯМР. Принципы и применение [Электронный ресурс]: учеб. пособие – Текст. – Хьюстон.:HalliburtonEnergyServices, 1999. – Режим доступа: http://www.halliburton.com/public/lp/contents/Books_and_Catalogs/web/NMR-Red-Book-Russian.pdf, свободный.

5. Иванов, М.К., Бурлин, Ю.К., Калмыков, Г.А. Петрофизические методы исследования кернового материала. (Терригенные отложения) [Электронный ресурс]: учеб. пособие / М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков. – Электрон. текстовые дан. - М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. – Режим доступа: http://oilmsu.ru/All_images/book/book_1.pdf, свободный.

6. Короновский, Н. В., Хаин, В. Е., Ясаманов, Н. А. Историческая геология [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Н.В. Короновский, В.Е. Хаин, Н.А. Ясаманов. – Электрон. текстовые дан. - М.: Академия, 2006. – Режим

доступа: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-koronovskyetal2008.pdf,

свободный.

7. Лукьянов, В.Г., Комащенко, В.И., Шмурыгин, В.А. Взрывные работы: учебник для вузов [Электронный ресурс]: учеб. пособие / В.Г. Лукьянов, В.И. Комащенко, В.А. Шмурыгин. – Электрон. текстовые дан. - Томск: Изд-во Томского политехнического унт-та, 2008. – Режим доступа: http://portal.tpu.ru/files/personal/lukyanov-posobie1.pdf, свободный.

8. Неронов, Ю.И. Новые технологии – нефтегазовому региону [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Ю. И. Неронов. – Электрон. текстовые дан. - Тюмень:ТюмГНГУ, 2015. – Режим доступа: https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2015/08/Tom-11.pdf, свободный.

9. Новоселов, О.А. Новые технологии – нефтегазовому региону [Электронный ресурс]: учеб. пособие / О. А. Новоселов. – Электрон. текстовые дан. - Тюмень:ТюмГНГУ, 2015. – Режим доступа: https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2015/08/Tom-11.pdf, свободный.

10. Паршина, Л.М. Определение коэффициента пористости (Кп) по данным акустического каротажа [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Л.М. Паршина. – Электрон. текстовые дан. - Ухта: УГТУ, 2013. – Режим доступа: http://lib.ugtu.net/sites/default/files/books/2013/parshina_l.m._opredelenie_koefficienta_poristosti_kp_po_dannym_akusticheskogo_karotazha_2013.pdf, свободный.

11. Сковородников, И.Г. Геофизические исследования скважин: Курс лекций [Электронный ресурс]: учеб. пособие / И.Г. Сковородников. – Электрон. текстовые дан. - Екатеринбург: УГГГА, 2003. – Режим доступа: http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-geofizicheskie-issledovaniya-skvazhin_0.pdf, свободный.

12. Трубецкой, К.Н. Горное дело: Терминологический словарь [Электронный ресурс]: учеб. пособие / К.Н. Трубецкой. – Электрон. текстовые дан. - М.: Горная книга, 2016. – Режим доступа: GoogleBooks, свободный.

13. Школьник, Ю.К. Динозавры. Ящеры мезозойской эры [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Ю.К. Школьник. – Электрон. текстовые дан. - М.:Эксмо, 1966. – Режим доступа: GoogleBooks, свободный.

13. Образовательный стандарт высшего образования российского университета дружбы народов по направлению подготовки 23.03.01 нефтегазовое дело. Квалификация (степень) бакалавр. Утвержден приказом ректора от «20» февраля 2016 г. № 77. – Режим доступа: file:///C:/Users/Student/Desktop/безымянный.pdf, свободный.

 

Приложения

 

Приложение 1. Пласты Ю-1-Ю-4. Выделения коллекторов на основе качественных и количественных признаков. Определение ФЕС

Приложение 2. Пласт Ю-1.Выделения коллекторов на основе качественных признаков. Определение параметров ФЕС по традиционной методике

Приложение 3. Пласт Ю-1. Выделение коллекторов на основе количественных критериев. Определение параметров ФЕС по ЯМР

Приложение 4. Пласт Ю-2. Выделения коллекторов на основе качественных признаков. Определение параметров ФЕС по традиционной методике

Приложение 5. Пласт Ю-2. Выделение коллекторов на основе количественных критериев. Определение параметров ФЕС по ЯМР

Приложение 6. Пласт Ю-3. Выделения коллекторов на основе качественных признаков. Определение параметров ФЕС по традиционной методике

Приложение 7. Пласт Ю-3. Выделение коллекторов на основе количественных критериев. Определение параметров ФЕС по ЯМР

Приложение 8. Пласт Ю-4. Выделения коллекторов на основе качественных признаков. Определение параметров ФЕС по традиционной методике

Приложение 9. Пласт Ю-4. Выделение коллекторов на основе количественных критериев. Определение параметров ФЕС по ЯМР