АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

ХОД РАБОТЫ

Читайте также:
  1. I. Организация выполнения выпускной квалификационной работы
  2. II. ПЕРЕЧЕНЬ ЗАДАНИЙ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
  3. II. Порядок подготовки, защиты и оценки квалификационной работы
  4. II. Работы учеников Уильяма Джеймса: Дж. Дьюи, С. Холла, Дж. Кэттела, Э. Торндайка
  5. II. Рекомендации по оформлению контрольной работы.
  6. II. Требования охраны труда перед началом работы.
  7. II. Требования охраны труда перед началом работы.
  8. II. Требования охраны труда перед началом работы.
  9. III. Задания для самостоятельной работы по изучаемой теме
  10. III. Задания для самостоятельной работы по изучаемой теме
  11. III. Задания для самостоятельной работы по изучаемой теме
  12. III. Задания для самостоятельной работы по изучаемой теме

 

1. Определили корреляционную линейную зависимость плотности от пористости для коллекторов пластов Ач Северо-Островного месторождения. Построили график зависимости плотности от пористости:

 

Уравнение регрессии y = -0.0266x + 2.6812;

Достоверность аппроксимации R² = 0.9784

Определим, какой физический смысл имеют коэффициенты в линейном уравнении σ =f(Кп). Уравнение зависимости плотности от пористости σ =(1- Кп)* σт + Кп* σф , откуда σ = σт - Кп* σт + Кп* σф = Кп*(σф - σт) + σт. Из получившего уравнения можно сделать вывод, что коэффициент при х – это разность между плотностью флюида и плотностью твердой фазы, σф - σт = -0.0266. Коэффициент при у – плотность твердой фазы σт= 2.6812.

Далее из уравнения связи нужно найти плотность твердой фазы и флюида в исследованных пластах. Плотность твердой фазы – коэффициент при у => σт= 2.6812.

Плотность флюида найдем из коэффициента при х: σф - σт = -0.0266 => σф = σт -0.0266 = 2.6812 - 0.0266 = 2.6546.

В таком же порядке определим, как влияет на плотность карбонатность коллектора.

Уравнение регрессии y = 0.0091x + 2.2443

Достоверность аппроксимации R² = 0.6176

Анализируя график, можно отметить, что повышение плотности пород при увеличении карбонатности. Но достоверность аппроксимации достаточно низкая, чтобы говорить о какой-либо прямой корреляционной связи.

2. Рассчитаем давление, которое оказывает слой мел-неогеновых отложений Нюрольской впадины на кровлю юрских образований, вблизи которой локализован наиболее продуктивный пласт Ю1. Для расчёта возьмем разрез скважины Легинецкая №170 из табл.4 в задании.

Разведочные площади     №№ скважин Тюменская Васюганская Георгиевская Баженовская Куломзинская Тарская Киялинская Алыьская Покурская Кузнецовская Ипатовская Славгородская Ганькинская Талицкая Люлинворская Черганская Некрасовская
Лугинецкая  

 

а) С глубиной плотность горных пород увеличивается от 2.09 у пород Талицкой и Люлинворской свит и до 2.46 у пород Тюменской свиты. Причина такого изменения во влиянии давления вышележащий пород на плотность. Чем глубже залегают породы, тем выше литостатической давление и тем более плотная упаковка горных пород.

б) Определим нормальное гидростатическое давление на глубине пласта Ю1. Пласт такого индекса залегает на глубине Васюганской свиты. Для расчета гидростатического давления нужно посчитать мощность вышележащих пород, то есть сумму мощностей свит, которые мы возьмем из таблицы.

∑ Н = 286+601+793+182+133+229 = 2224 м

Давление на глубине h определяется по формуле:

Р=g*σ*h,

где Р – гидростатическое давление, если взять плотность поровой воды.

Посчитаем Р = 9,8*1000*2224 = 21795200 Па

в) В изучаемых разрезах наблюдаются следующие отражающие сейсмические горизонты – границы свит: горизонт Ф (фундамент–тюменская); IIa (баженовская–куломзинская); III (алымская–покурская); IV в (ипатовская–славгородская); Va (ганькинская–талицкая).

Посмотрим, как изменяется плотность на этих границах. По горизонту Ф невозможно сделать какие-либо выводы, так как нет данных о плотности в фундаменте. На горизонте IIа, скорее всего, резко изменяется скорость волн, поэтому его и выделяют как отражающий – плотность на этой границе меняется на четыре сотых. Между плотностью алымской и покурской свиты (III) существует значительная разница в 0,13 г/см3. Граница ипатовской и славгородской свит также резко выделяется по уменьшению плотности на 0,08 г/см3. Горизонт Vа практически не зависит от изменения плотности (отличаются на 0,03 г/см3).

Акустическая жесткость – способность горной породы сопротивляться движению упругой волны. Определяесят по формуле

γ = V ∙ σ,

где V – скорость упругой волны, σ – плотность породы.

Фундамент находится на значительной глубине в несколько тысяч метров, поэтому он сложен плотными породами, испытывающими большое литостатическое давление. Соответственно, можно предположить, что и граница Ф будет довольно четкая, несмотря на отсутствие данных о скорости волн.

Анализируя плотности вдоль разреза, можно предположить, что будет выявлен еще один горизонт на границе покурской и кузнецовской свит. Изменение плотности на этом участке составляет 0,06 г/см3.

3. Плотность горизонтов С аргиллитов баженовской свиты составляет 2.21∙103 кг/м3, а коэффициент открытой пористости – 3.9 %. Аргиллиты могут быть коллекторами, относящимися к нетрадиционному типу (бажениты). Пористость аргиллитов составляет 10%. Рассчитаем плотность породы при заполнении пор нефтью, газом.

Будем использовать данные таблицы 3.

σ =(1- Кп)* σт + Кп* σф

Нам даны значения аргиллитов, не заполненных флюидами, поэтому, отбросив второе слагаемое, можно найти плотность скелета аргиллитов:

σт = σ / (1- Кп) = 2,21∙103/ (1-0,039) = 2,3∙103 г/см3.

Найдем плотность аргиллитов при заполнении пор флюидом и пористости 10%. Берем среднее значение плотности флюида из таблицы 3.

σ = (1- 0,1)* 2,3∙103 + 0,1* 0,8∙103 = 2,15∙103 г/см3 – для нефтенасыщенных;

σ = (1- 0,1)* 2,3∙103 + 0,1* 0,0015∙103 = 2,07∙103 г/см3 – для газонасыщенных.

4. Ответим на вопросы по теории.

а) Под плотностью горной породы понимают количество массы породы М в единице объема V.

Акустическая жесткость – способность горной породы сопротивляться движению упругой волны.

б) Давление на глубине h определяется по формуле:

Р=g*σ*h,

где Р – литостатическое давление, если взять плотность пород вышележащего слоя, или гидростатическое давление, если взять плотность поровой воды.

в) На больших глубинах очень высокое давление, а значит, преобладают минералы с более высокой плотностью. Поэтому арагонит 2,93 г/см3 будет более устойчив, чем кальцит с плотностью 2,7 г/см3.

г) Считается, что алмазоносные кимберлиты поступили в верхнюю часть земной коры из мантии, что доказывается их очень высокой плотностью – около 3,5 г/см3. Такая плотность характерна для внешних слоев мантии.

д) Плотность горных пород зависит от их генезиса, минерального состава, пористости, трещиноватости, влажности, степени метаморфизма, а также от температуры и давления при залегании на значительных глубинах в толще земной коры. Множество разнообразных сочетаний этих факторов образует большой диапазон изменения плотности песчано-глинистых пород.

Вывод: в результате данной лабораторной работы ознакомились с плотностью горных пород разрезов Западно-Сибирской НГП и приобрели навыки анализа и операций с петроплотностными данными.


1 | 2 |

Поиск по сайту:



Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.005 сек.)