🗊Презентация Петрофизика и геофизические исследования скважин (ГИС)

Петрофизика и геофизические исследования скважин (ГИС)

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. 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 = Сгл δск (1-Кп ) / δгл . Коэффициент относительной глинистости характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами ηгл =Кгл / (Кгл + Кп ).

Пористость 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. где Vп - объем полостей. заключенных в породе; V – объем породы ( для набухающих пород V – объем сухой породы).

Коэффициент эффективной пористости Кп.эф характеризует 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: Коэффициент эффективной пористости Кп.эф характеризует 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.д показывает, 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. По смачиваемости поверхности твердой фазы горные породы разделяются на гидрофильные и гидрофобные, в которых распределение нефти и воды в порах различается.

Плотность горных пород Плотность – это свойство вещества, определяющее его массу, содержащуюся в единице объема: δ = m /V. где m – масса и V – объем породы.

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 = 2Qо pо µг ΔƖ/ (p21 – p22 )F, где Qо – расход газа при атмосферном давлении pо ; p1 и p2 –соответственно давление газа на входе и выходе из образца породы.

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. 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.

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 Рп и Кп выражают эмпирической формулой Рп = Кп-m , где величину m называют показателем цементации породы.

Удельное сопротивление нефтеносного или газоносного пласта ρн.п(г.п выражается формулой: Удельное сопротивление нефтеносного или газоносного пласта ρн.п(г.п выражается формулой: ρн.п (г.п) = Рн ρ в.п = Рн Рп ρв , 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.

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. ).

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.

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.

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. 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 .

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. 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.