Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 [ 85 ] 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

Потенциал -

зонд О SB

Боковой каротам О SO

JOB п

Каверно- а метрия 127 2511 381

Микробоковой каротаж

Нейтронный каротаж

Рис. 5.28. Каротажные диаграммы скважины месторождения Биглейк

цы в 1-5 раз, а в зонах с низким сопротивлением в 10-100 раз выше, чем сопротивление породы, не затронутой проникновением фильтрата бурового раствора.

5.10.2. Применение методики оценки емкости трещин

В скважине на канадском месторождении Биглейк исследовался интервал 1347,2-1356,4 м (рис. 5.28).

Пластовые условия: температура 45,5°С; рб.р при пластовой температуре 1,13 Ом-м; рф.р = 0,95 Ом-м; Фгл.к=1,7.

Оценка рв по СП -76 мВ: рф.р/рше=84; рше = 0,0113 Ом-м; рв==0,03 Ом-м; по анализу воды рв = 0,048 Ом-м.

Оценка Фобщ: по керну Фобщ=5,15%; по данным нейтронного метода Фобщ = 5,857о; по короткому потенциал-зонду, Фобщ=5,85%; используемое значение Фобщ~5%.

Оценка Фм: по данным нейтронного метода Фм = 2%; по данным микробокового каротажа Фм~2%; используемое значение Фм = 2%.

Результат v = 0,6.

Можно сделать общие выводы.

1. Интерпретация данных ГИС может помочь при выделении трещиноватых зон и скорее качественной, чем количественной оценке трещиноватости.

2. Параметры системы с двойной пустотностью могут быть оценены в породах с низкой пустотностью (Фобщ<10%).

3. В зонах с низкой пустотностью (Фобщ<6%) повышается вероятность точной оценки пустотности трещин.

4. В породах с высокой пористостью пустотность, обусловленная наличием трещин ничтожно мала по сравнению с общей пус-

тотностью породы, однако в низкопористых интервалах играет важную роль. Поскольку количественная оценка трещинной пустотности возможна только в плотных породах, очевидна необходимость ГИС в данном случае.

5. В породах с высокой пористостью возможно только выделение зон трещиноватости без оценки их параметров. Следовательно, в этом случае дальнейшее развитие методов ГИС для количественной оценки пустотности не является необходимостью.

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Рп -•общ -

1бл -

v„ -

Vn -

Vtv -

Урр -

At -

Фак -Ф -

Фм Фн-пл

общий объем интегральный геометрический фактор экспонента трещинно-матричной системы экспонента матрицы экспонента насыщенности

параметр пористости матрицы

водонасыщеиность межзерновых пор матрицы водонасыщеиность трещин

общая водонасыщеиность, рассчитанная по модифицированному уравнению Арчи для неоднородного коллектора объем блока породы объем матрицы объем породы объем трещин скорость продольных волн в породе интервальное время пустотность, пористость пористость по акустическому .методу пористость глинистой корки

пористость матриць* пустотность по нейтрон-

ному и плотностному методам *общ - общая пустотность Фтр - пустотность трещин ; v - объем трещин (доля объема породы) Рд р - сопротивление бурового раствора Рв - сопротивление пластовых вод

гл.к сопротивление глинистой корки

Pgjj - сопротивление матрицы в зоне проникновения Рк.к.з - сопротивление по короткому потенциал-зонду п„ о - сопротивление по длин-

к. д л. 3

ному потенциал-зонду Pjjj, - кажущееся удельное сопротивление Рм - истинное удельное - сопротивление матрицы Рм.в- - сопротивление матрицй при 100%-ной водонасыщенности Pjjg - сопротивление породы, не затронутой проникновением Рп - плотность породы Рпп - истинное удельное сопротивление пласта Рф.р сопротивление фильтрата бурового раствора

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Pirson S. J., 1967. How to map fracture development from well logs. World Oil. p. 106-114, March.

2. Beck J., Schultz A. and Fitzgerald D., 1977. Reservoir evaluation of fractured cretaceous carbonates in South Texas. SPWLA Logging Symposium Transactions, Paper M.

3. Schlumberger, internal manual, 1978. A review of fracture detection techni-qnes with open holes.

4. Suau J. J. and Gartner J., 1978. Fracture detection from logs. SPWLA.

5. Aguilera R. and Van Poolen K. И., 1978. How to evaluate naturally fractured reservoirs from various well logs. Oil and Gas Journal, Dec.

6. Aguilera R., 1976. Analysis of naturally fractured reservoirs from conventional well logs. Journal of Petroleum Technology, July, p. 764.

7. Suau J. and Roccabianca R., et al, 1979. Evaluation of very low-porosity carbonates. Preprint.

8. Aguilera R. and Van Poolen K. H.. 1979. How to evaluate naturally fractured reservoirs from various logs. Oil and Gas Journal, Jan. 8.

9. Picket R. G. and Reynolds B. E., 1969. Evaluation of fractured reservoirs. SPEJ, March-

10. Afoms R. L., Grine D. R. and Arkfeld T. E., 1964. The use of compressio-nal and shear acoustic amplitudes for the location of fractures. Journal of Petroleum Technology, June.

11. Knopff L, et al, 1957. 2nd Report, seismic scattering project. Institute of Geophysics, UCLA, Ch. 12, April.

12. Zemanek J. and Caldwell R. L. et al., 1969. The borehole televiewer, a new logging concept for fracture location and other types of borehole inspection. Journal of Petroleum Technology, June, p. 762.

13. Hilchie D. W., 1959. A quantitative study of electrical log interpretation in fractures and vuggy reservoirs. Master thesis, University of Texas, Aug.