WikiDer > Пористость газа - Википедия

Эта статья требует внимания специалиста по геологии. Пожалуйста, добавьте причина или разговаривать в этот шаблон, чтобы объяснить проблему со статьей. ВикиПроект Геология может помочь нанять эксперта. (Февраль 2009 г.)

Газовая пористость фракция породы или отложений, заполненная газ.

Определение истинного пористость газонаполненного пласта всегда было проблемой в нефтяной промышленности. Пока натуральный газ это углеводородКак и в случае с нефтью, физические свойства флюидов сильно различаются, что очень затрудняет правильное количественное определение общего количества газа в пласте. Интерпретация ГИС количества углеводорода в поровом пространстве формации основана на том, что флюид является нефтью. Газ легче по сравнению с нефтью, что приводит к каротажу плотности (гамма-луч датчики излучения) на основе измерений для получения аномальных сигналов. Аналогичным образом, измерения, основанные на обнаружении водород (нейтрон излучающие датчики) могут не обнаружить или правильно интерпретировать присутствие газа из-за более низкой концентрации водорода в газе по сравнению с нефтью.

Правильно объединив два ошибочных ответа от плотности и нейтрон каротажа можно получить более точную пористость, чем это было бы возможно, интерпретируя каждое из измерений отдельно.

Истинная пористость газового коллектора

Популярный метод получения оценки пористости пласта основан на одновременном использовании нейтронного каротажа и каротажа плотности. При нормальных условиях каротажа оценки пористости, полученные с помощью этих инструментов, совпадают при нанесении на соответствующий график. литология и жидкая окалина. Однако в случае коллектора, где в поровом пространстве присутствует газ вместо воды или нефти, две диаграммы пористости разделяются, образуя то, что называется переходом газа. В этих условиях истинная пористость пласта находится между измеренными значениями нейтронов и плотности. Интерпретаторы каротажных диаграмм часто не могут точно оценить истинную пористость пласта по этим двум кривым.

Приборы для нейтронного каротажа и плотностного каротажа по-разному реагируют на присутствие газа в пласте из-за различий в физике измерений. Отклик нейтронного прибора в основном зависит от количества атомов водорода в пласте. В процессе калибровки водонаполненные пласты используются для развития пористости. алгоритмы, и в этих условиях меньшее количество атомов водорода эквивалентно меньшей пористости. Следовательно, когда регистрируется заполненный газом пласт, который имеет меньшее количество атомов водорода, чем заполненный водой пласт такой же пористости, оценка пористости будет ниже, чем истинная пористость.

Инструмент плотности, с другой стороны, измеряет общее количество электронов в пласте. Как и в случае с нейтронным прибором, в процессе калибровки используются водонаполненные образования. В этих условиях меньшее количество электронов эквивалентно более низкой плотности пласта или более высокой пористости пласта. Следовательно, каротаж газонаполненного пласта дает оценку пористости, которая выше истинной пористости. Наложение нейтронных кривых и кривых плотности в газоносной зоне приводит к классическому кроссоверному разделению.

Пористость газа при проникновении скважинного флюида в пласт

Процесс оценки истинного пористость в газовой области зависит от соответствующего использования двух диаграмм пористости. Процесс еще больше усложняется эффектами проникновения скважинной жидкости. Вторжение имеет тенденцию вытеснять газ из пласта и заменять его скважинным флюидом. Нейтронный прибор начинает определять присутствие большего количества атомов водорода и дает оценку пористости, которая выше, чем раньше, когда присутствовал только газ; противоположное происходит с инструментом плотности. Увеличение количества воды в ближайшем пласте, то есть увеличение количества электронов, интерпретируется алгоритмом инструмента определения плотности как более высокая плотность, которая переводится в более низкую оценку пористости. Конечным результатом является то, что разделение между двумя кривыми начинает исчезать по мере увеличения радиальной глубины фронта вторжения. Скорость, с которой два каротажа пористости приближаются к истинной пористости, зависит от их радиальной чувствительности и соответствующей глубины исследования (DOI).

По мере того, как фронт вторгающейся жидкости углубляется в пласт, измерения нейтронной и плотностной пористости приближаются к истинной пористости. Для неглубокого вторжения, то есть мелкого по отношению к глубине исследования (DOI) двух инструментов, отклики инструментов представляют собой пространственно взвешенные средние значения вторгшихся и непроникающих областей формации. Результат - уменьшенный кроссовер. Для глубокого проникновения (вторжение за пределы значений DOI обоих инструментов) индикация кроссовера исчезает, и два журнала не распознают присутствие газа.

Основная трудность получения точного пористость Присутствие мелкого вторжения происходит из-за того, что устройства нейтронного каротажа и плотностного каротажа обычно имеют разные DOI. Хорошо известно, что 50% -ный DOI прибора для определения пористости тепловых нейтронов составляет от 6 до 12 дюймов (от 15 до 30 см) в зависимости от пористости и газонасыщенности пласта, а 50% -ный DOI прибора для определения плотности составляет примерно от 2 до 3. дюймов (от 5 до 8 см). Когда фронт проникновения превышает 12 дюймов (30 см), оба инструмента видят только заполненные водой образования, и две оценки пористости совпадают и показывают истинную пористость. Когда фронт вторжения составляет менее 12 дюймов (30 см), но больше 6 дюймов (15 см), прибор измерения плотности видит только пораженный пласт, в то время как нейтронный прибор чувствителен как к пораженной, так и к непроникающей области. В этих условиях оценка пористости по плотности является истинным значением, в то время как оценка нейтронной пористости остается низкой. Ниже 6 дюймов (15 см) инвазии оба инструмента чувствительны как к пораженным, так и к непораженным областям. Таким образом, для определенного диапазона глубин проникновения точное определение пористости пласта становится очень трудным.

Без знания глубины фронта проникновения определение пористости в промежуточном диапазоне проникновения становится практически невозможным. Однако методы кросс-плота основаны на комбинациях данных нейтронов и плотности, которые могут быть настроены на конкретную глубину фронта вторжения. Например, обычно используемый Среднеквадратичное значение (RMS) уравнение для газовых пластов:

φ_{формирование} = ((φ_{Плотность}² + φ_{Нейтрон}²)/2 )^0.5 (1)

дает точные оценки пористости для каждого неглубокого вторжения примерно на 1 дюйм (2,5 см), но может составлять до 5 о.е. слишком низко для инвазий 4 дюйма (10 см). Простое среднее арифметическое оценок, по-прежнему используемое многими аналитиками журналов, приводит к еще большим ошибкам. В принципе, многомерные методы могут правильно моделировать плотность и нейтронные отклики для любого диаметра вторжения. Однако, поскольку этот диаметр редко известен, обычно предполагается отсутствие вторжения. В таких случаях пористость и объемы газа могут быть получены правильно только для очень мелкого проникновения или без проникновения.

Сообщалось о недавних попытках получить более точные оценки пористости в этих условиях. Эти попытки показывают, что использование устройства определения нейтронной пористости, которое имеет DOI, аналогичную DOI устройства измерения плотности, может упростить оценку пористости в газовых коллекторах. Однако, как указывалось ранее, в информации о частичном проникновении газа может быть большая ошибка в определении истинной пористости с использованием измерения плотности или нейтронов. Следовательно, необходимы средства для определения истинной пористости на неизвестной глубине проникновения пласта с использованием измеренной плотности и нейтронной пористости в газовой зоне или частично насыщенной газовой зоне.

Наилучшая оценка пористости газового коллектора, особенно при наличии вторжения, получается путем линейного объединения измерений плотности и нейтронов с использованием поправочного коэффициента для газа A.

φ_{формирование} = A * φ_{плотность} + (1-А) * φ_{нейтрон}/ А (2)

Этот метод обеспечивает гораздо более точную оценку истинной пористости пласта в присутствии газа, особенно в пластах, в которые не проникают флюиды из ствола скважины.

Рекомендации

• ДасГупта, Тони; Метод определения пористости вскрытого газового коллектора, Патент США 5684299, выдан 4 ноября 1997 г.