Апр 10
как установить граничное значение проницаемости для газа, если в данном случае газ мигрирует через глинистые перемычки (локальные флюидоупоры) в верхние пласты? одни взяли Кпр граничное 2 мД, при Кп гр 24 %, другие Кпр гран. 1мД и Кп 15 %, верхний предел глинистости 50 %. разрез представлен как сцементированными, так и рыхлыми песчано-терригенными разностями, глубины залегания продуктивных горизонтов от 500-750 м. Особо не имею опыта в этой области, но как-то обосновывать надо эти пределы.
Опубликовано
29 Апр 2010
Активность
21
ответ
5751
просмотр
9
участников
0
Рейтинг
Как вы собрались определять Кп и Кпр в покрышках (глинах)? у вас такой богатый комплекс ГИС? ПСка тут не поможет, она не работает в непроницаемых породах. Если у вас есть корректное значение пористости и проницаемости определенное по стандартному комплексу, то это значит порода проницаема и не является покрышкой.
Субъективно покрышики я определяю так: выдержанный по площади и мощности глинистый репер, отсутствие зоны проникновения по БКЗ, минимальные сопротивления и отсуствие колебаний на кривых сопротивления - они ровные по вертикали, что говорит о тонокотмученнсоти глин.
Если есть керн, нужно конечно смотреть его.
Если установлено, что "газ мигрирует", то покрышка становится весьма условной. И в геологическом смысле отсутствует, а залежь следует рассматривать как "капилллярно-экранированную". Абсолютными покрышками могу работать соль и иногда ангидриты.... Все остальное будет "пропускать".
Вопрос - "предел глинистости" это по глинистым минералам -у вас 50% и более? или все-таки по аргиллитам?
верхний предел глинистости принят условно как граница между песчаными сильноглинистыми породами, являющиеся коллекторами и глинистыми породами , собственно глинами (по керну).
дело в том что в разрезе по ГИС геофизики выделяют коллектор газонасыщенный, но по керну там идут глины (70-80 % пелитовой фракции), свйства глин не определялись. Этот коллектор как раз-таки выделяется в том месте где раннее сплошняком шла глинистая пермычка межу пластами. вопросы возникают о путях миграции газа через глинистые пласты. либо газ по разлому заполнял поровое пространство, либо это такие глины.
и для того и для другого
Экранирующая способность определяется баланосм между "пороговым" капиллярным давлением в покрышке (если есть АВПД в глине, то + еще избыточное давление) и давлением столба УВ.
Т.е. при одной и той же проницаемости (считаем, что и кап.давление то же самое), покрыщка может держать залеж с этажом в 5 метров, но не держать 10 м.
При коллекторы проще - выбирайте любой совет из перечисленных выше и ранее в других темах
оценить свойства покрышки (и то условно) можно по построенной псевдо-капиллярке, а для оной нкобходим ЯМР и/или распределение по фракциям пелитовой-алевролитовой фракций гранулометрия или лазер)
А здесь насколько я понимаю вопрос стоит о разобщённости или сообщаемости разных пластов в уже существующей залежи.
Пишу работу по покрышкам, и как следствие, сохранение и подсчет запасов в терригенном нефтяном резервуаре в зависимости от свойств экрана.
Давайте обсудим как и с какой стороны начать это кушать
Моделировать сохранение целостности покрышек - это из области геомеханики, нужно привлекать данные механического анализа керна. Основные - модуль Юнга, к-т Пуассона, прочность (при одноосном сжатии), угол внутреннего трения (обычно бывает некоторое типичное значение для разных литотипов). Из этих параметров и планируйте исследования.
Вот коэффициент Пуассона, например, представить себе несложно, а просветите плиз, что есть
Вообще, объектом подсчета запасов являются 3 пласта. Между собой они четко разделены.
Внутри пласты делятся на 2-3 пропластка, пропластки разделены между собой глинами. Нужно выяснить, является ли пласт единым гидродинамическим объектом или каждый пропласток пласта включать в отдельный объект подсчета запаса.
Не мог бы кто-нибудь (если вы имеете дело с этим) поточнее рассказать о каждом методе исследования пород-покрышек: для чего он, какие параметры позволяет выяснить и т.д.
как вариант почитайте Magara.
Уплотнение с глубиной - давление на разрыв (если такие данные есть), затем давление в пласте + Buoyancy/Centroid; определите мах возможную высоту залежи.
ещще рекомендую посмотреть распределение КС или АК в покрышке нарушенной и ненарушенной тектоникой.
Мы постоянно сталкиваемся с подобным вопросом при разбивке пластов в поисковых скважинах. Сразу скажу что задача решается только прямым методом - гидропрослушивание, еще может быть ВСП (вертикальное сейсмопрофилирование). Все остальные решения будут вероятностными. О сообщаемости/несообщаемости пропластков говорит многое, попробую перечислить критерии (мы ими пользуемся) по снижению надежности:
1. Вода не может быть гипсометрически выше, чем продукт, нефть - выше газа, жирный газоконденсат - выше сухого газоконденсата и т.д. Воду от продукта вы отличите по ГИС, характеристику продукта получите по газовому каротажу. Если есть данные по ГФ, давлению насыщения, выходу и плотности конденсата, групповому составу УВ, геохимии законтурных вод и т.д. - все это надо использовать. Другими словами гидродинамически целостный пласт должен быть, в целом, устаканен в гравиполе. Локальные флюидоупоры будут нарушать устаканенность, но только частично.
2. Давления - признак надежный теоретически, но вот каким лаптем оно измерено!
3. Тонкоотумученные глины, по фациальному принципу, имеют более широкое площадное распространение, чем алевритистые глины. Соответственно больше шансов, что именно они экранируют залежь. Если есть керн, то на роль покрышек ищите глины темно-окрашенные, желательно с сульфидами
и остатками белковой фауны. В них максимум по ГК и т.д.
4. Все действующие флюидоупоры "травят" газ, в результате чего в них сорбируются УВ, например-пентан. Локальные глинистые покрышки УВ обтекают стороной или по окнам, соответственно в них мизер жирных УВ-компонентов. Часто мы видим эту ситуацию по газовому каротажу.
4-1. Если залежи с АВПД, то покрышки будут максимально разуплотненные (это вы увидите по АК, сопротивлению и пористости шлама), внутрирезервуарные глины будут менее пористые. Кажется Магара это первый показал, у нас это подтверждается на 100%. В гидростатической части разреза также это явление имеет место. Если ваши ГИС-методы позволяют сравнить глины по разуплотненности, то этот пункт стоило бы передвинуть по надежности на третье место.
5. Литолого-стратиграфическая корреляция - вероятностное решение, потому что литологические комплексы только в первом приближении соответствуют гидродинамическим. К тому же разбивку скважины частенько делают по аналогии с соседней, а потом эти же аналогии "коррелируют". Я бы назвал это псевдокорреляцией, проку от нее не много.
6. Существует общая связь между диаметром пор покрышки и типом УВ флюида в залежи. Газовая залежь маловероятна под плохенькой покрышкой, нефть маловероятна под хорошей покрышкой. Но это, конечно, только тенденция, без учета региональных особенностей. Если есть данные по свойствам глинистых пластов, то можно предположить, какой из них какой флюид экранирует.
7. Если у вас пять пластов глин и из них только два действующих флюидоупоры, но вы не знаете какие именно, то существует 12 неправильных вариантов выделения объектов, может быть даже больше, я как-то насчитал только 12. Делал этот пример для наших геологов специально для того, что бы очень внимательно рассматривали аргиллиты в керне.
Вот так как-то.
Меня всегда поражало, что этот вопрос 1-ой важности не прописан в букварях по нефтянке. Но может я не все их пролистал.
Впервые сталкиваюсь с АВПД отсюда и вопрос. АВПД бывает только в основной покрышке? во внутрирезервуарных глинах АВПД не будет? И как АВПД можно связать с газом. ПРосто у меня такая ситуация. Скважина разведочная, первая. бурили на подкарнизную залежь в соли, глубина более 2000м. У меня есть только ГИС и литология газового каротажа. ПО интерпретации есть газ, несколько газоносных пластов разделенных глиной. над газоносным интервалом глинистая пачка с низкими сопротивлениями, низкой плотностью и высокой акустикой (мсек/м). внутрирезервуарные глины да и сами песчаные газоносные интервалы имеют плотность выше и АК ниже чем эта глина в основной покрышке. Короче, шеф считает что эти газоносные интервалы испытывать не имеет смысла, что это газ не Углеводородный, что там низкое содержание газов С2-С5, преобладает метан. И что вообще этот газ за счет АВПД, а не за счет нормальной залежи. МОгу сказать, что по ГИСу выглядит как классическая газоносная залежь, описанная в учебникам и тренингах. А опыта с газом у меня нет. По моей интерпретации и интерпретации подрядчиков у нас пласты газа, а в реальности никто не знает. Короче как рапознать какой это газ. По газкаротажу газопоказания смазанные, плотность раствора была 1.83.
АВПД бывает только в основной покрышке? Конечно нет, АВПД касается всего, что есть в разрезе. Давайте определимся с терминами, поровое давление - давление в непроницаемых породах, пластовое давление - в проницаемых коллекторах. Между ними есть небольшая разница, поровые давления чуть больше. Пластовое давление классически определяется на кровле пласта, т.е. при переходе от поровых давлений к пластовым. В песчаном пласте глины всегда сравнительно "переуплотнены", т.к. они хорошо дренировались на стадии уплотнения осадков. Но АВПД в них конечно есть, только он никого не волнует - глина же не даст притока. Кстати, показателем покрышки еще является температурная аномалия, если у вас записан газовый каротаж, значит и есть температура бурового раствора. Если ГТИ писали не бракоделы, и если повезет (масса технических искажений), то Вы увидите температурную аномалию в несколько градусов при бурении покрышки.
Насчет состава газа. Если Ваш шеф не держит туза в рукаве, то он конечно же в теории не прав.
Во первых, неУВ-газы достаточно редко преобладают над УВ, это экзотика, хотя бывает конечно. Во вторых, по составу газа нельзя так просто судить о пластовом флюиде. Это пытались делать на продолжении нескольких десятков лет и в итоге дискредитировали газовый каротаж (ГзК) - это слова одного из его основоположников (Черемесинов).
Расписать геохимию УВ и ее отображение в ГзК мне не позволят модераторы, слишком много текста. По-этому перечислю теоретические "пробелы" в рассуждениях Вашего шефа:
1. Газопоказания, даже весьма интенсивные, могут быть из водонасыщенного пласта. Легкий состав газа хорошо согласуется с водой. Бытует пережиточное мнение, что в залежах с АВПД не бывает воды, это абсурд. Так что стоит больше бояться воды, а не сероводородной залежи, может быть.
2. Содержание метана (С1отн%) в ГзК, равное 90-92% типично для нефтей (также типично как и 50-90%). Больше 92% я не встречал, но наверняка такие будут. По крайней мере в энциклопедии Нефти СССР их не так уж и мало. В общем виде, содержание С1 зависит от Рпл/Рнасыщения и от ГФ.
3. Если С1отн=99.9%, то это с вероятностью 99.9% глухая вода, либо хроматограф не работал. Все остальные случаи - может быть чем угодно.
4. Оценить качество ГзК "на глаз" очень не просто (если не идет речь о "дырах") и то, что скважина была передавлена и газ смазан еще не факт, что запись негодна для интерпретации.
Если запись ГзК хорошего качества, то можно творить "чудеса", если заинтересует могу для примера выложить обезличенный планшетик, который только вчера делал.
Ради спортивного интереса могу заглянуть на Ваш газ, для этого надо еще ДМК, положение тальблока и ГК (без литологии ГзК интерпретировать невозможно в принципе). По газу надо все, бутаны раздельно (желательно).
Кстати, если Вас начнут мучить неУв газы, то можно писать газовый каротаж масс-спектрометром, он определяет N, СO2, SO3 и прочие негорючести.
1. Давление в коллекторах м.б. существенно выше за счет таких явлений как 1. Buoyancy ( из-за разности плотностей воды и УВ, соответственно в основном применимо для газа) 2. Centroid Effect (переток, см работы Martin Traugott)
2. давление в глинах определяется по данным бурения и кавернометрии т.е. при определенном перепаде покрышка начинает "течь" и вымываться (или задавливет БТ); в аргиллитах и соли это значительно сложнее. Как правило рассчитывают из давления вышележащих пород - overburden и давления на разрыв- fracture pressure
При такой плотности БР у Вас гарантированно АВПД, причем в зап терминологии "hard pressure". разница в показания ГИС в покрышке и внутрипластовых гл перемычках вероятно за счет состава. Покрышка значительно более "чистая" и однородная, а пропласти с алевролитовой примесью
Измерения порового давлеиня в глинах мне не встречались. Разница поровых и пластовых давлений - это теоретические соображения, описаны у всех методистов расчета АВПД.
Суть этого явления объяснить не берусь, но в практике расчета АВПД разница присуствует постоянно., т.е. расчетное поровое > расчетное пластовое.