Видео:Определение коэффициента насыщения по данным ГИССкачать
Параметры пористости и насыщения уравнения арчи дахнова
Название работы: Определение насыщенности по формуле Арчи-Дахнова
Предметная область: Физика
Описание: По методам сопротивлений пористость находится из зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости РП уравнение АрчиДахнова. определяется по уравнению АрчиДахнова: а также по зависимостям для данного мя уравнение АрчиДахнова:.
Дата добавления: 2015-04-12
Размер файла: 38.89 KB
Работу скачали: 45 чел.
Определение насыщенности по формуле Арчи-Дахнова.
По методам сопротивлений пористость находится из зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Р П (уравнение Арчи-Дахнова). Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между сопротивлением водонасыщенной породы ρ ВП и сопротивлением ρ В воды, ее насыщающей: 
В общем случае К нг определяется по формуле: Кнг=1-Кв.
Где коэф. водон. определяется по уравнению Арчи-Дахнова: 
, а также по зависимостям для данного м-я
Видео:Определение Кп по данным электрического каротажаСкачать
Виды пористости. Формула Арчи -Дахнова
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:
1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
2. Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод.
3. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.
4. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.
5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.
Виды пор (2)-(5) – это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах.
Объём пор зависит от:
— сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
— укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. рис. 1.1);
— однородности и окатанности зёрен;
Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.
Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:
.
Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.
Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.
Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:
Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
— субкапиллярные (размер пор 0,5 мм.
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины, выраженные в долях или в процентах.
Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):
.
Sнасыщ = 1; Sг = 1 – (SB + SH).
Общая и открытая пористость зависят от: глубины залегания, падает с увеличением глубины; от плотности пород; количества цемента и др.
Определение Кп по ПС.
В терригенных отложениях КП определяют по кривой ПС методом двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются глинистые породы, например, малиновского надгоризонта, и, карбонатные плотные породы (непроницаемые известняки), например, турнейского яруса.
Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС АПС. Для учета влияния мощности пласта на величину амплитуды UПС.ПЛ вводиться поправочный коэффициент kh, полученный расчетным путем; для учета влияния нефтенасыщенности пород на величину амплитуды UПС.ПЛ – поправочный коэффициент kH, определенный по палетке. С учетом коэффициентов относительная амплитуда ПС рассчитывается по формуле:
UПС можно брать в милливольтах, см, клеточках диаграммной бумаги и в других единицах. Для водонасыщенных коллекторов поправка kH не вводиться. Обычно ПС КП определяется лишь в том случае, когда ρс>0,3 Ом*м. Если мощность нефтенасыщенного пласта>3 м, то вводят поправку kH=0,98. Для определения КП по ПС используют зависимость АПС=f(КП) с использованием значения КП, определенного по керну изучаемого месторождения, или зависимостей, характерных для соседних, более изученных месторождений.
Видео:13.5Обработка и интерпретация данных ГИС для решения геологических задачСкачать
П Е Т Р О Ф И З И К А (Оценка параметров пласта). — презентация
Презентация была опубликована 4 года назад пользователемandemik Geo
Похожие презентации
Видео:Уравнение с параметром | Математика TutorOnlineСкачать
Презентация на тему: » П Е Т Р О Ф И З И К А (Оценка параметров пласта).» — Транскрипт:
1 П Е Т Р О Ф И З И К А (Оценка параметров пласта)
2 Методы сопротивления — Классификация методов сопротивления — Боковое каротажное зондирование (БКЗ) — Индукционный каротаж (ИК) — Боковой каротаж (БК) — Микрозонды (МГЗ, МПЗ, МБК) — Границы применимости — Примеры и задачи
4 п в КВ КВ раствор сопротивления р-ра H гл.к Промытая зона Зона проникновения d ПП d ЗП Вмещающие породы r ЗП d С Диаметр скважины Вмещающие породы h Незатронутая проникновением зона толщина пласта (диаметры зон проникновения) К ВО Ф ПП гл.к Гл.корка Структура зоны проникновения
5 Влияние бурового фильтрата на пласт
6 Профиль насыщенности в зоне проникновения Невозмущенный пласт Промытая зона Зона проникновения Незатронутая зона Расстояние от стенки скв. глубина
7 УЭС осадочных пород Удельное электрическое сопротивление осадочных пород зависит от: –породообразующих минералов; –пор, заполненных флюидом (водой, нефтью, газом)
8 Породообразующие минералы и флюиды Уд.сопротивление, Омм Ангидрит Кварц Кальцит 10 7 – Полевые шпаты – Нефть 10 9 – Рудные минералы Уд.сопротивление, Омм Пирит – Графит – Магнетит – Сопротивление минералов
9 Сопротивление пород Осадочные породы Уд.сопротивление, Омм Глина Известняк 6 10 – Песок, насыщенный пресной водой 10 – 10 2 Песок, насыщенный минерализованной водой 0.2 – 6.0 Песчаник 3 10 – Песчаник, насыщенный нефтью или газом
10 УЭС нефтегазоносных пород определяется: –количеством остаточной и свободной пластовой воды; –характером ее распределения в порах
11 Методы сопротивления ИК БК БКЗ ( зонды различной глубинности ) Микрозонды
2 порода с каверновой емкостью» title=»Параметр пористости Для чистой (неглинистой) полностью водонасыщенной породы: m (показатель цементации) = 1 поровые каналы – параллельные цилиндрические капилляры 2 порода с межзерновыми порами >2 порода с каверновой емкостью» > 12 Параметр пористости Для чистой (неглинистой) полностью водонасыщенной породы: m (показатель цементации) = 1 поровые каналы – параллельные цилиндрические капилляры 2 порода с межзерновыми порами >2 порода с каверновой емкостью 2 порода с каверновой емкостью»> 2 порода с каверновой емкостью»> 2 порода с каверновой емкостью» title=»Параметр пористости Для чистой (неглинистой) полностью водонасыщенной породы: m (показатель цементации) = 1 поровые каналы – параллельные цилиндрические капилляры 2 порода с межзерновыми порами >2 порода с каверновой емкостью»>
13 Параметр насыщения Эмпирическая зависимость:
5 — пласты, содержащие т» title=»Параметр насыщения Для чистой (неглинистой) частично водонасыщенной породы: 1.3 — 1.8 – глинистые коллектора 1.8 – 2 — чистые и слабоглинистые гидрофильные коллектора 2.5 – 5 — чистые и слабоглинистые гидрофобные коллектора > 5 — пласты, содержащие т» > 14 Параметр насыщения Для чистой (неглинистой) частично водонасыщенной породы: – глинистые коллектора 1.8 – 2 — чистые и слабоглинистые гидрофильные коллектора 2.5 – 5 — чистые и слабоглинистые гидрофобные коллектора > 5 — пласты, содержащие тяжелую окисленную, практически неподвижную нефть и твердые битумы n – показатель насыщения = 5 — пласты, содержащие т»> 5 — пласты, содержащие тяжелую окисленную, практически неподвижную нефть и твердые битумы n – показатель насыщения =»> 5 — пласты, содержащие т» title=»Параметр насыщения Для чистой (неглинистой) частично водонасыщенной породы: 1.3 — 1.8 – глинистые коллектора 1.8 – 2 — чистые и слабоглинистые гидрофильные коллектора 2.5 – 5 — чистые и слабоглинистые гидрофобные коллектора > 5 — пласты, содержащие т»>
16 Электрические свойства Параметры, влияющие на сопротивление пласта: –Геометрия пор –Пористость –Минерализация пластовой воды –Насыщение пласта –Температура –Горное давление –Минералогический состав породы
17 Зависимость УЭС воды от концентрации солей С, г/л в, Омм
18 Профиль сопротивления в пласте с проникновением
19 Характер насыщения Карбонатный разрез Терригенный разрез Определение характера насыщения: УЭС ВНК по испытаниям Определение характера насыщения по данным методов сопротивления Волго-Урал Тимано-Печора
20 Методы сопротивления — БКЗ Градиент -зонд А, B – токовые электроды M, N – измерительные электроды O – точка записи АО – длина зонда h L L Потенциал -зонд А, B – токовые электроды M, N – измерительные электроды O – точка записи АМ – длина зонда
21 Диаграммы потенциал-зонда Непроводящая среда Проводящая среда
23 БКЗ A0.4M0.1N A1M0.1N A2M0.5N A4M0.5N A8M1N N6.0M0.5A
27 Теоретические основы метода ИК Где Е — ЭДС в приемной катушке, — коэффициент индукционного зонда, — геометрические факторы торов, соответствующих различным областям скважины и околоскважинного пространства,, -удельная проводимость тора.
29 БК – боковой каротаж БК – это электрический каротаж на фокусированном токе
30 Типы зондов: i0i0
32 Границы применимости БК и ИК — ИК — БК 1) 2)
33 Микрозонды электроды микрозонд Глинистая корка Ток Прижимное устройство
34 Микрозонды Р п – параметр пористости пласта пз –сопротивление промытой зоны ф – сопротивление фильтрата бурового раствора К п — пористость
35 Микрозонды Глубину проникновения Водонасыщенность промытой зоны Проницаемость Толщину пласта Пористость Позволяют определить:
36 Пример Методы глинистости (СП-красный, ГК-зеленый) Методы сопротивления (ИК-синий, БК-черный) Метод пористости (HК-фиолетовый) Уменьшение глин-ти в коллекторах Увеличение сопр-ния в коллекторах
37 Выводы: ИК Регистрирует истинное значение сопротивления продуктивного пласта Вертикальное разрешение – 2 длины зонда Позволяет определить УЭС в скважинах заполненных непроводящим раствором или в сухой скважине
38 Выводы: БК При определении сопротивления продуктивного пласта необходима поправка за проникновение Вертикальное разрешение – 50 см Используется в скважинах, заполненных проводящим раствором
40 Пластовый микросканер (FMI) Прибор FMI генерирует изображение части ствола скважины посредством 192 токоиспускающих дисковых электродов малого диаметра, смонтированных на 4 башмаках и 4 прижимных щитках.
41 FMI 4 Arms — 8 Pads 192 Electrodes
42 Светлым обозначены зоны с высоким уд.сопротивлением (зерна породы или поры, наполненные углеводородами) Темным – зоны с низким уд.сопротивлением (водонасыщенные поры или глины) Пластовый микросканер (FMI) Динамический имидж Применяется к интервальному «окну» м Применяется ко всему интервалу Статический имидж Отражает широкомасштабные изменения: литологические и стратиграфические особенности разреза Отражает изменения амплитуды очень малого масштаба: текстура, структура горных пород
43 Данные FMI для различных типов порового пространства Пример интервала с развитием кавернозной пористости Пример интервала с наличием открытых трещин
44 Интерпретация имиджей: Определение структурных особенностей разреза: углы падения и азимуты простирания пласта структурные несогласия тектонические нарушения Определение параметров трещин азимут простирания угол падения раскрытость плотность проницаемость Изучение сложнопостроенных коллекторов: определение типа порового пространства определение истинной эффективной толщины в условиях тонкослоистого разреза Изучение седиментологических особенностей: направления палеотечений, смена фаций Направление стрессов Пластовый микросканер (FMI)
46 Характеристики зондов сопротивления Зонд Область применения Измеряемый параметр Вертикальное разрешение Глубинность исследования Ограничения БКЗ Буровой р-р на пресной воде, мощные пласты ρ п, ρ ЗП 2Lз 2Lз 1,5Lз для градиент- зондов 2Lз для потенциал- зондов Трудно интерпрет.тонкие пропластки Индукционный Буровой р-р на пресной воде, нефти или воздухе ρ п, ρ ЗП 2Lз 2Lз 1,5Lзρ п >100, ρ р-ра 100, ρ р-ра
47 Вопросы: 1. Почему обычные зонды сопротивления регистрируют кажущееся значение сопротивления? 2. Как отбиваются границы пластов по показаниям потенциал-зонда в мощных и тонких пластах? 3. Какие методы позволяют определить истинное сопротивление пласта? 4. Как выглядит профиль насыщенности? 5. Как выглядит профиль сопротивления? 6. От чего зависит сопротивление пласта? 7. Какова разрешающая способность методов сопротивления? 8. Какова глубинность исследования методов сопротивления? 9. Какие факторы влияют на показания зондов сопротивления? 10. В чем преимущества фокусированных зондов сопротивления? 11. Каковы условия применимости методов ИК и БК? 12. Всегда ли пласты низкого сопротивления нефтенасыщенные пласты? 13. Какое сопротивление измеряют микрозондами? 14. Какое сопротивление используется в формуле Арчи-Дахнова?
🔍 Видео
Определение Пористости (Кп) по данным плотностного и акустического каротажей (ГГКп и АК)Скачать
Оценка точности определения пористости по данным ГИССкачать
Определение пористости по данным ГИССкачать
Лекция #2 Основы интерпретации ГИССкачать
"ГеоКОН-2021": мастер-класс секции "Открытый ствол". Разбор второго задания.Скачать
Определение пористости по данным гамма и нейтронного каротажей (ГК и НГК)Скачать
Лекция Пористость 07_10_2018Скачать
Основы работы в TechLog. Часть 3. Качественная интерпретация ГИССкачать
Эта тема ВСЕГДА встречается на экзамене ЦТ — Изопроцессы (Физика для чайников)Скачать
Анализ результатов экспериментального и аналитического моделирования УЭС.Скачать
Моделирование проводимости песчано-глинистых горных пород с влиянием двойного электрического слояСкачать
Лекция #1 курса Основы методов ГИССкачать
Гидродинамическое моделирование (Part 1. PRE-PROCESSING)Скачать
Определение коэффициента глинистости по данным ГИССкачать
ГеоКон 2020, «Многоскважинные технологии», разбор задания 3Скачать
Основы работы в ПО TechLog. Часть 4. Расчет петрофизических параметров (ФЕС)Скачать
