Горные науки и технологии, № 2, 2016 50 РАТНИКОВ И.Б. (ООО «Нефтеком») ШУЛЬГА Р.С. (АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности») РОМАНОВ Е.А. (АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности») БАСТРИКОВ С.Н. (АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности») АНАЛИЗ ПАРАМЕТРА ПОРИСТОСТИ С ПРИВЛЕЧЕНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ РЕГИОНАЛЬНОЙ ПЕТРОФИЗИКИ (ЭЛЕКТРОФАЦИЙ) И ТИПА ГЛИНИСТОСТИ Важнейший подсчетный параметр − коэффициент открытой пористости ( п K ) − в петрофизических лабораториях, как правило, определяется для объекта (пласта) в целом и без учета его региональной неоднородности. Основным критерием при отборе коллекции образцов для составления модели P п = f(K п ) служит размах величины п K . При этом полагается: чем больше п K , тем выше достоверность связи P п = f(K п ). Однако на практике зачастую такая концепция создает проблемы неоднозначности определения п K по удельному электрическому сопротивлению (УЭС) водонасыщенных образцов в разных скважинах даже в пределах одного месторождения. Это явление обусловлено недоучетом особенностей, с одной стороны, объекта региональной петрофизики -фаций, которые находят свое отражение в форме кривых ГИС, в том числе ПС, с другой -элемента объекта общей петрофизики -типа глинистости. Разбиение (классификация) пласта по фациям, определение и учет типа глинистости, а также выделение и анализ петрофизических типов пород на основе фильтрационно-емкостных свойств пород в пределах пласта позволяют получить удовлетворительные связи между УЭС и п K породы. Ключевые слова: открытая пористость, удельное электрическое сопротивление, фации, глинистость ) для пород пласта Ю2 Вынгапуровского месторождения K п , д. ед. P п , д. ед. СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД. ГЕОМЕХАНИКА И ГЕОФИЗИКА Горные науки и технологии, № 2, 2016 55 Рис. 2. Данные ПС для пород пласта Ю2 скважин 215 (а), 318(б), 417 (в), 613 (г) и 1610 (д) Вынгапуровского месторождения Рис. 3. Сопоставление объемной глинистости ( гл K ) и открытой пористости ( п K ) для пород пласта Ю2 Вынгапуровского месторождения K гл , д. ед. K п , % СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД. ГЕОМЕХАНИКА И ГЕОФИЗИКА Горные науки и технологии, № 2, 2016 56 Рис. 4. Типы распределения глин в глинистом песчанике и их влияние на пористость [3] Рис. 5. Примеры распределения глинистых минералов, встречающихся в поровом пространстве пород в рассеянной форме по В.Х. Фертлу: А -частичное заполнение порового пространства кристаллами аутигенного каолинита; Б -смектитовая пленка на поверхности зерен песчаника; В -аутигенный хлорит покрывает поверхность зерен и заполняет поровое пространство породы; Г -заполнение порового пространства породы аутигенным иллитом СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД. ГЕОМЕХАНИКА И ГЕОФИЗИКА Горные науки и технологии, № 2, 2016 58 Рис. 7. Сопоставление относительной глинисто-карбонатности (φ) и открытой пористости (K п ) для пород пласта Ю2 Вынгапуровского месторождения Рис. 6. Зависимость между открытой пористостью (К п ) и газопроницаемостью (К пр ) для пород пласта Ю2 Вынгапуровского месторождения Опр...
The main factors affecting the nature of uneven hydrocarbon saturation of the AC10 formation reservoir at Priobskoye field located in Western Siberia are considered. The formation is characterized by extreme heterogeneity caused by macro- and microstructure, which is determined by the lithofacial and structural-morphological conditions of sedimentation. The formation is characterized by high variability of lithological-mineralogical composition and textural and structural features. To bring to light the nature of the uneven hydrocarbon saturation of the reservoir, the combined analysis of the findings obtained from the study of the size of capillary channels and pores, as well as the investigation of the degree of their filling with clay and carbonate material, was performed. The analysis has shown that the filler composition, its amount in the pore space, and the (core) hydrocarbon saturation collectively evened the AC10 formation electrical resistance in different saturation zones, which led to distortion of the hydrocarbon saturation of the reservoir as a whole.
РАТНИКОВ И.Б. (ООО «Нефтеком», г. Екатеринбург) ШУЛЬГА Р.С. (АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности», г. Тюмень) РОМАНОВ Е.А. (АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности», г. Тюмень) ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ КАПИЛЛЯРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ Капиллярные силы вместе с гравитационными силами контролируют первоначальное распределение флюидов в пласте-коллекторе по вертикали, поэтому данные о кривых капиллярного давления могут использоваться для прогноза неподвижной и подвижной воды в гидрофобной системе по вертикали. Кривые капиллярного давления нужны для описания процесса заводнения в сложных, неоднородных пластах, применяются также для определения остаточной водонасыщенности и распределения пор по размерам. Стоит отметить, что капиллярные силы влияют на продвижение фронта заведения и, соответственно, на конечную нефтеотдачу пласта. Ключевые слова: кривые капиллярного давления, поверхностное натяжение, радиус поровых каналов, относительные фазовые проницаемости. Рис. 2. Пример графического определения давления сдвига для образцов с различной проницаемостью Обр. 146, K пр = 0,1 мД Обр. 116, K пр = 0,3 мД Обр. 145, K пр = 0,7 мД Обр. 128, K пр = 2,3 мД Обр. 119, K пр = 15,1 мД Обр. 130, K пр = 107,9 мД Давление P, кгс/см 2 Водонасыщенность, %
SUMMARYThe basic factors influencing the nature of non-uniform hydrocarbon (HC) saturation of the bed AC10 are considered. The geological nature of heterogeneity depending on the degree of the reservoir properties variability is analyzed. It is also studied how microheterogeneity influences on the rocks saturation and also the character of the heterogeneity effect upon the physical properties is investigated.
scite is a Brooklyn-based organization that helps researchers better discover and understand research articles through Smart Citations–citations that display the context of the citation and describe whether the article provides supporting or contrasting evidence. scite is used by students and researchers from around the world and is funded in part by the National Science Foundation and the National Institute on Drug Abuse of the National Institutes of Health.
customersupport@researchsolutions.com
10624 S. Eastern Ave., Ste. A-614
Henderson, NV 89052, USA
Copyright © 2024 scite LLC. All rights reserved.
Made with 💙 for researchers
Part of the Research Solutions Family.