Оглавление:
Определение коэффициента пористости коллекторов сложного минерального состава и со сложным строением перового пространства Решение поставленной задачи рассмотрим на нескольких примерах для отдельных типичных классов коллектора. Определение коэффициента общей пористости коллектора с биминеральным скелетом Карбонатный разрез — доломитизированный известняк.
Значение δп определяют по диаграмме ГГМ, величину k’п ННМ — по эталонированным диаграммам
Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.
Детальная (зональная) корреляция — это сопоставление между собой частей разрезов скважин в пределах продуктивных пластов, горизонтов, либо продуктивной нефтегазоносной толщи, для изучения их фациальной изменчивости, границ выклинивания, распространения по площади. Начинается с выделения маркирующих горизонтов (геоэлектрических реперов), залегающих выше или ниже изучаемого пласта.
Иногда корел проводят по кровле пласта (если выше наблюдается нормальное залегание пластов) или по подошве пласта, если кровля размыта. После предварительной корреляции по геоэлектрическим реперам, проводят послойную коррел.
пласта или горизонта.
Автор: Санкт-Петербургский государственный университет М.
Т81 Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации: Учебно-методич.
пособие. — СПб., 2004. — 36 с. Даны общие представления об осадочных породах-коллекторах. Рассмотрены петрографические признаки терригенных и карбонатных пород, определяющие их пустотно-фильтрационное пространство.
Приводятся общие и оценочные классификации, а также схема петрографического описания. Пособие отражает соответствующие разделы курса «Нефтегазовая литология» и предназначено для студентов геологического факультета, обучающихся по специальностям «геология нефти и газа», «литология». ББК 26.31:26.343.1 © М.
Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих их пород
СССР ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ НЕФТЬ.
МЕТОД ЛАБОРАТОРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА И ВМЕЩАЮЩИХ ИХ ПОРОД ОСТ 39-161-83 Издание официальное УТВДРЗЩШ И ВВВДШ Б ДЕЙСТВИЕ ПРИКАЗОМ Мшшств]ютж *ифти>р промышленное та от 06*рД^____1$Ы ?% & ‘/.и ИСПШШТШ: Г.Г.Вахнтов, А.Г.Коваяев, В.С.Угоден, Ь.М*Пик|юн-ский, В.П.Юрчак, Т.М.
Максимова, Е.П.Бфршов, В.П.Сонич, В.К.Меиьничук* О.Ф.Мартынцив, Б.Б.Усачев, Я.Г.Югав, Ъ.ФЛ^т-.ии, А.Н.Марков, Е.
С. Гудок С01ШАС0 ВАН Ю.Н.Байдиков В. Е.Лещенко Н.Е.Лисовский Й.АДесяткиков И.И.Малз’.оБ М.П.Овчтщннков Н.Т.Забродощшй Министерством нефтяной щюшзшленкости Начальник Технического управления Начальник Управления разработки нефтяных и газовых месторождений Начальник Геологического управления Заместитель директора Всесоюзного научно-исследовательского института организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ШЙИОЗНГ) Министерством геологии СССР
Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов
по результатам статистических сопоставлений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних.
С повышением неоднородности пласта число образцов керна должно быть увеличено. Обычно в песчано-глинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонатном — радиоактивные методы Определение Кп по диаграммам СП возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого материала.
эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы. Кnэф = Vэф Vобр Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.
Пористость пород меняется с глубиной при увеличении давления, но не все так однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может произойти при растрескивании, например аргиллитов. Размер пор пород (по Б.А.Соколову) Размер пор, мм Характеристика движения жидкости больше 0,1 — сверхкапиллярные возможно движение жидкости под действием силы тяжести 0,005 до 0,1 — капиллярные на перемещение жидкости влияют силы капиллярного давления меньше 0,005 — субкапиллярные, жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается
Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано для определения проницаемости горных пород в скважинах, бурящихся на нефть, газ или воду.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является способ определения проницаемости горных пород по результатам данных метода естественных электрических потенциалов (ПС), включающий отбор керна, определение проницаемости по керну, определение относительной амплитуды ПС, построение корреляционной зависимости относительной амплитуды ПС от проницаемости по керну /2/.
Использование: для исследования физических свойств горных пород, в частности для определения фильтрационных пористых коллекторов нефти и газа. Сущность изобретения: в образце цилиндрической формы по центральной оси сверлят отверстие длиной 10 — 90% длины образца, торцы образца покрывают флюидонепроницаемым составом, внешнюю поверхность образца приводят в контакт с водным раствором хлорида натрия, внутреннюю поверхность центрального отверстия — в контакт с дистиллированной водой, в воду помещают электрод-анод, в раствор хлорида натрия — электрод-катод, пропускают электрический ток при постоянном напряжении и регистрируют зависимость силы тока от времени до момента стабилизации силы тока, а величину радиальной эффективной проницаемости K рассчитывают по формуле.
Причем электроды выполняют цилиндрическими высотой, равной длине центрального отверстия, и располагают их концентрически относительно оси образца.
Гамма-гамма метод.
Метод основан на зависимости между плотностью и пористостью породы и на обратной зависимости между интенсивностью рассеянного g-излучения и плотностью породы. По диаграммам ГГК определяют в пласте величину объемной плотности породы δп, минерального скелета δск , флюида δж .
Преимущество метода в независимости определения Кп от остаточной нефтенасыщенности и структуры пористого пространства. На величину регистрируемого поля при ядерно-геофизических исследованиях влияют: естественное гамма-излучение горных пород, Рис. 3.1. Определение коэффициента пористости по радиоактивному каротажу изменение диаметра скважины, минерализация подземных вод, особенно, влияние наличия в водах элемента хлора.
3.2 Определение эффективной (динамической) пористости Электрометрический метод.
В основе определения Кп.д. лежит сопоставление полученного Кп.
по данным удельного сопротивления
Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород, в частности к определению фильтрационных свойств пористых коллекторов нефти и газа, и может быть использовано при разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Известен способ определения эффективной проницаемости коллекторов нефти и газа путем принудительной фильтрации флюида через образец заданной геометрической формы, насыщенный дистиллированной водой, и измерения характеристик процесса фильтрации [1] Недостатками этого способа являются длительность, сложность используемого оборудования и невозможность исследования керна большого диаметра. Наиболее близким к изобретению является способ определения эффективной проницаемости пористых коллекторов нефти и газа путем принудительной фильтрации флюида через образец заданной геометрической формы, насыщенный дистиллированной водой, и измерения коэффициента открытой
\ Гамма-гамма метод.
Метод основан на зависимости между плотностью и пористостью породы и на обратной зависимости между интенсивностью рассеянного g-излучения и плотностью породы.
По диаграммам ГГК определяют в пласте величину объемной плотности породы δп, минерального скелета δск , флюида δж . К п.общ = (δск — δп )( δск — δж ) Преимущество метода в независимости определения Кп от остаточной нефтенасыщенности и структуры пористого пространства.
На величину регистрируемого поля при ядерно-геофизических исследованиях влияют: естественное гамма-излучение горных пород, Рис. 3.1. Определение коэффициента пористости по радиоактивному каротажу изменение диаметра скважины, минерализация подземных вод, особенно, влияние наличия в водах элемента хлора.
3.2 Определение эффективной (динамической) пористости Электрометрический метод.