Что такое коэффициент кавернозности
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Коэффициент кавернозности или средние по интервалам диаметры ствола скважины, определяемые по данным кавер-нограмм по скважинам, пробуренным ранее на месторождении. [1]
Промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент кавернозности ствола в шоколадных глинах с увеличением зенитного угла возрастает. [6]
Аналогичным образом может быть определен и коэффициент кавернозности & кав. [7]
Это значит, что для определения коэффициента кавернозности образца пористо-кавернозной породы необходимо знать плотность этой породы РК и плотность пористой части матрицы рп. [8]
При расчетах для цементирования предпочтительно пользоваться определенными геологической службой для конкретных скважин коэффициентами кавернозности или руководствоваться данными ранее зацементированных скважин. [11]
Далее из табл. 1 следует, что к пористым относятся породы, у которых коэффициенты кавернозности и трещиноватости равны нулю, а капиллярно-связанная вода занимает только часть объема пор. Однако опыт изучения горных пород показывает, что чисто пористых, как и чисто трещиноватых коллекторов в природе, строго говоря, не существует. Наряду с пористостью в них обычно имеется трещиноватость, а в карбонатных, как уже отмечалось, еще и кавернозность. Поэтому в рассматриваемой классификации деление коллекторов на типы основано на преобладании тех или иных признаков. Согласно этому к пористым относятся также породы, у которых суммарная емкость пор и содержащиеся в них извлекаемые запасы нефти или газа на один-два порядка больше суммарной емкости трещин и каверн, а соответственно и содержащихся в них запасов нефти и газа. Такого типа коллектора наиболее распространены прежде всего среди терригенных отложений. [12]
Если порода относится к чисто кавернозному типу, то согласно формуле ( 22) для определения коэффициента кавернозности необходимо установить плотность породы и минерального вещества. Определение плотности минерального вещества в данном случае ничем не отличается от аналогичных определений при анализе пористых пород. Несколько иначе обстоит дело с определением объема образца кавернозной породы, знать который необходимо для установления ее плотности. В этом способе для облицовки поверхности образца вместо парафина применяют непромокаемую пленку типа хлорвиниловой изоляционной ленты или перед пара-финизацией накладывают на него кальку. Во избежание погрешностей, обусловленных неаккуратной облицовкой, необходимо, чтобы образец имел более или менее правильную геометрическую форму. В остальном все измерения и расчеты ведутся, как изложено выше для порисытх пород. [13]
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Кавернозность
Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные
и макрокавернозные.
Микрокавернозные
карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия.
Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15%, но может быть и больше.
Макрокавернозные
коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1-2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.
Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Vобр.
Если порода целиком кавернозна, то
Выразив объемы Vмин. и Vобр. через плотности соответственно минеральной части породы ρмин и всего образца робр., получим
Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Определение коэффициентов открытой пористости, кавернозности и трещиноватости
Коэффициенты, характеризующие пустотность коллекторов, определяются по керну и по геофизическим данным.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПУСТОТНОСТИ ПО КЕРНУ
Открытая пористость по керну наиболее часто определяется методом И.А. Преображенского. Метод основан на выражении коэффициента открытой пористости kпо через отношение объема сообщающихся пор V по в образце породы к объему этого образца V обр
Коэффициент кавернозности k кав может быть определен аналогичным образом.
Под коэффициентом трещиноватости kтр понимается доля объема сообщающихся трещин в объеме образца породы. kтр определяется как отношение произведения раскрытости трещин b и суммарной их длины l к площади шлифа S:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПУСТОТНОСТИ ПО ДАННЫМ ГИС
Этот метод используется для определения коэффициентов пустотности поровых, трещинных, трещинно-каверновых коллекторов.
Определение коэффициента открытой пористости поровых коллекторов
В продуктивных коллекторах величину k по продуктивного коллектора при бурении скважин на РВО определяют по значениям r пл и r зп теми же способами, что и в случаях водоносных коллекторов.
Определение коэффициента трещиноватости k тр трещинных и трещинно-каверновых коллекторов
k тр можно определить :
1.По данным однократного замера методом сопротивлений при бурении скважины на минерализованном буровом растворе с rф = rв;
2.По результатам исследований способом двух растворов.
Метод собственных потенциалов
Основой определения kпо по диаграммам СП является корреляционная связь относительной амплитуды СП aсп и kпо. Корреляционную связь aсп=fп(kпо) получают, сопоставляя значения aсп и kпо по пластам, в которых значение kпо определено другим методом ГИС или по данным керна. Затем эта зависимость в виде графика или уравнения регрессии используется для определения величины kпо по значению aсп в пластах, где параметр kпо неизвестен. Составляются связи aсп = fп(kпо) отдельно для продуктивных и водоносных коллекторов, ими пользуются для определения kпо соответственно в нефтегазоносных и водоносных пластах. Целесообразно комплексирование метода СП с одним из методов пористости (НМ, АМ, ГГМ) как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициентов общей (открытой) пористости и глинистости.
Стационарные нейтронные методы (методы радиометрии) и гамма-гамма метод (методы рассеянного гамма-излучения).
Для определения k пуст используются диаграммы нейтронных методов со стационарным источником нейтронов (НГМ) в однозондовой и ННМ по тепловым нейтронам в двухзондовой модификации.
Наиболее надежно определение kпо по данным АМ в средне- и хорошо сцементированных породах порового типа в карбонатном и терригенном разрезах. В слабосцементированных и несцементированных коллекторах определение kпо нецелесообразно, особенно, если коллекторы газонасыщенные (возможно систематическое завышение значений kпо).
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Определение коэффициентов открытой пористости, кавернозности и трещиноватости
Коэффициенты, характеризующие пустотность коллекторов, определяются по керну и по геофизическим данным.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПУСТОТНОСТИ ПО КЕРНУ
Открытая пористость по керну наиболее часто определяется методом И.А. Преображенского. Метод основан на выражении коэффициента открытой пористости kпо через отношение объема сообщающихся пор V по в образце породы к объему этого образца V обр
Коэффициент кавернозности k кав может быть определен аналогичным образом.
Под коэффициентом трещиноватости kтр понимается доля объема сообщающихся трещин в объеме образца породы. kтр определяется как отношение произведения раскрытости трещин b и суммарной их длины l к площади шлифа S:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПУСТОТНОСТИ ПО ДАННЫМ ГИС
Этот метод используется для определения коэффициентов пустотности поровых, трещинных, трещинно-каверновых коллекторов.
Определение коэффициента открытой пористости поровых коллекторов
В продуктивных коллекторах величину k по продуктивного коллектора при бурении скважин на РВО определяют по значениям r пл и r зп теми же способами, что и в случаях водоносных коллекторов.
Определение коэффициента трещиноватости k тр трещинных и трещинно-каверновых коллекторов
k тр можно определить :
1.По данным однократного замера методом сопротивлений при бурении скважины на минерализованном буровом растворе с rф = rв;
2.По результатам исследований способом двух растворов.
Метод собственных потенциалов
Основой определения kпо по диаграммам СП является корреляционная связь относительной амплитуды СП aсп и kпо. Корреляционную связь aсп=fп(kпо) получают, сопоставляя значения aсп и kпо по пластам, в которых значение kпо определено другим методом ГИС или по данным керна. Затем эта зависимость в виде графика или уравнения регрессии используется для определения величины kпо по значению aсп в пластах, где параметр kпо неизвестен. Составляются связи aсп = fп(kпо) отдельно для продуктивных и водоносных коллекторов, ими пользуются для определения kпо соответственно в нефтегазоносных и водоносных пластах. Целесообразно комплексирование метода СП с одним из методов пористости (НМ, АМ, ГГМ) как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициентов общей (открытой) пористости и глинистости.
Стационарные нейтронные методы (методы радиометрии) и гамма-гамма метод (методы рассеянного гамма-излучения).
Для определения k пуст используются диаграммы нейтронных методов со стационарным источником нейтронов (НГМ) в однозондовой и ННМ по тепловым нейтронам в двухзондовой модификации.
Наиболее надежно определение kпо по данным АМ в средне- и хорошо сцементированных породах порового типа в карбонатном и терригенном разрезах. В слабосцементированных и несцементированных коллекторах определение kпо нецелесообразно, особенно, если коллекторы газонасыщенные (возможно систематическое завышение значений kпо).
Petroleum Engineers
Вы здесь
Коэффициент кавернозности
Коллеги, подскажите какая максимально допустимая степень кавернозности скважин? Имеются ли какие-нибудь регламентирующие документы, инструкции по данному вопросу? Провели анализ, средний коэф-т по месторождению получился 1,1. Хотим понять хорошо это или плохо.
1.6 видел, но там был еще больше так как каверномер раскрылся полностью
600 мм.
1.1 это что то среднее. Не плохо и не хорошо.
Это больше нужно для цементажников, чтоб учитывать объем цемента.
На мой взгляд, чем выше этот коэффициент, тем выше риски непрохождения обсадных колонн, геофиз. приборов (т.е. возрастает риск посадок и прихватов). Для цементажа тоже конечно нужен
Степень (коэф-т ) кавернозности используется при составлении проектного документа его обязательное присутствие регламентируется следующими документами МАКЕТ РАБОЧЕГО ПРОЕКТА НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ РД 39-0148052-537-87, ИНСТРУКЦИЯ О СОСТАВЕ, ПОРЯДКЕ РАЗРАБОТКИ, СОГЛАСОВАНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНО-СМЕТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ ВСН 39-86. Критичен при спуске пластоиспытателя в открытом стволе и т.д, для чего определяется отражено ниже. Коэффициент кавернозности выдается как квадрат отношения диаметра скважины к диаметру долота. 1,1 это нормально. при условии что это не распространяется в единичной зоне прихвато или желобообразования или кривления скважины и эти каверны мешают проводке скважины. так что надо судить в каждом отдельном случае, и проводить корректировку параметров раствора.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
-определение среднего диаметра скважины (кавернометрия) и профиля поперечного сечения ствола скважины в двух ортогональных плоскостях (профилеметрия), выделение по этим данным желобов, каверн, сальников, шламовых и глинистых корок;
8.1.2 Результаты общих исследований применяют для решения следующих задач:
— устранения потенциальной аварийности, связанной с возможными прихватами бурильного инструмента в желобах (достигается разрушением выявленных желобов, выделением интервалов и значений локальных перегибов оси скважины, изменением скоростей и технологии подъема и спуска бурильного инструмента в прихватоопасных интервалах);
— разработки мероприятий по улучшению проходимости бурильного инструмента и скважинных приборов по стволу скважины (изменение вязкости, водоотдачи, статического напряжения сдвига промывочной жидкости, промывка скважины с вращением бурильного инструмента, шаблонирование);
— определения фактического пространственного положения стволов вертикальных и наклонно направленных скважин и их корректировки в ходе дальнейшего бурения с целью достижения проектного положения;
— выбора мест установки центраторов, турболизаторов, цементировочного патрубка и башмака обсадной колонны и соединения ее секций;
— выбора интервалов установки опробователей и керноотборников на геофизическом кабеле и пакеров пластоиспытателей на трубах;
— расчета объема скважины для замены промывочной жидкости, планируемой заранее или вызванной изменением условий бурения, и объема затрубного пространства для проведения тампонажных работ;
— учета геометрии ствола при проведении аварийных работ, связанных с извлечением из скважины оборванных секций бурильного инструмента и посторонних предметов;
— получения исходных данных для интерпретации геофизических материалов: изменений диаметра скважины и температуры при обработке данных БКЗ, ГК, НК и др.; удлинения ствола и смещения забоя при построении объемных моделей разреза (сейсмоакустической, геоэлектрической, геоплотностной, геомагнитной) и залежей (геометрической, фильтрационной, флюидальной).
8.1.3 Комплекс общих исследований ограничен и включает инклинометрию, кавернометрию-профилеметрию и термометрию.
8.1.4 Этапы и интервалы общих исследований вертикальных и наклонных скважин определяются проектами на исследования скважин, но они должны выполняться не реже чем через 500 м проходки, а в медленно бурящихся параметрических, опорных и поисково-разведочных скважинах — не реже одного раза в месяц.
8.1.5 Исследования каверномером-профилемером и термометром выполняют каждый раз по всему открытому стволу скважины с полным перекрытием ранее исследованных интервалов.
8.1.6 При определении прихватоопасности ствола скважины вследствие образования желобов, сальников и осыпания вышезалегающих пород измерения каверномером-профилемером выполняют с применением устройств свободного вращения кабеля.