Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ технологии исследования и состояния использования материалов ГИС 10
1.1. Изученность решения поставленных задач 10
1.2. Геологическое строение 11
ГЛАВА 2. Интерпретация геофизических данных методом викиз в комплексе с другими методами... 19
Анализ метода ВИКИЗ в горизонтальных скважинах 23
Конструкция горизонтальной скважины и технология исследования 27
2.1.Уточнение методики использования набора временных замеров для достоверной интерпретации 36
2.2. Определение причин возникновения высокоомных аномалий на диаграммах ВИКИЗ 53
2.3. Выделение границ 68
2.4. Определение характера флюидонасыщения по кривым зондирования ВИКИЗ 71
ГЛАВА 3. Практическое применение методики 87
3.1. Примеры интерпретации временных замеров ВИКИЗ 87
3.2 Высокоомные области 96
3.3. Выделение границ коллекторов 99
3.4. Типичные формы кривых зондирования для коллекторов различного типа насыщения 100
Заключение... 108
Литература
- Геологическое строение
- Определение причин возникновения высокоомных аномалий на диаграммах ВИКИЗ
- Определение характера флюидонасыщения по кривым зондирования ВИКИЗ
- Типичные формы кривых зондирования для коллекторов различного типа насыщения
Введение к работе
Объектом исследования является связь распределения удельного электрического сопротивления (УЭС) горных пород, вскрытых горизонтальными скважинами, с типом их флюидонасыщения (нефть, вода, газ, нефть с водой). Как известно, на это распределение оказывают влияние следующие факторы: тип скважины (горизонтальная или наклонная), длина ее ствола, тип бурового раствора (глинистый, на нефтяной основе, солевой), и его минерализация, коллек-торские свойства пород, время между геофизическими исследованиями и моментом вскрытия,
Значения удельного электрического сопротивления определяются по данным каротажа. Основным методом исследования в комплексе геофизических исследований (ГИС) для горизонтальных скважин в Западной Сибири является высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ), так как только по его диаграммам определяется величина УЭС коллекторов. Стандартная же методика определения УЭС пласта рассчитана на интерпретацию диаграмм в неглубоких скважинах (выполняется один замер комплекса ГИС в открытом стволе) и не приспособлена для скважин с длинным (до 550 м) горизонтальным участком (выполняется 5-6 замеров в открытом стволе). Отметим, что при этом не учитывается время между моментом вскрытия пласта и каротажем. Как показал анализ большого объема геофизических данных, этот фактор является очень важным. Действительно, чем больше проходит времени с момента вскрытия пласта, тем сложнее с достаточной точностью определить величину истинного УЭС коллектора. Это обусловлено увеличивающимся проникновением фильтрата бурового раствора в пласт, так что регистрируемые сигналы в основном зависят от УЭС измененной части пласта. Традиционно для окончательного заключения использовались данные последнего по времени каротажа, когда с момента вскрытия пласта проходило от 8 до 12 суток. За это время возможность точного определения истинных значений УЭС коллекторов снижалась из-за увеличивающегося радиуса зоны проникновения. В этих случаях не всегда достоверно определялся тип насыщения коллекторов. В результате нефтенасыщенные коллекторы зачастую характеризовались как неф-теводонасыщенные, а нефтеводонасыщенные интервалы - как водонасыщенные. От этих результатов зависит выбор конструкции скважины: ее оснащают либо колонной с фильтрами, либо колонной без фильтров с цементированием и последующей перфорацией. Следовательно, для адекватной интерпретации данных требуется создание новой методики и подходов, обеспечивающих верное решение задачи.
Многие характеристики диаграмм ВИКИЗ еще недостаточно изучены. Многочастотный зонд индукционного каротажа предназначен для оценки величин УЭС пласта, а информация о распределении УЭС в прискважинной зоне, как правило, не используется, Получаемые в ВИКИЗ кривые зондирования, безусловно, не только отражают характер флюидонасыщения, но и несут практически не используемую информацию, заключенную в форму кривых зондирований. Выявление этой связи становится еще более важным для определения типа флюидонасыщения коллекторов при использовании минимального комплекса ГИС (РК, ПС, ВИКИЗ, инклинометрия) в горизонтальных скважинах, так как на сегодняшний день это единственный комплекс для скважин с большой длиной горизонтального участка (измерения выполняются в стеклопластиковом контейнере).
Бесспорно, важной априорной информацией при интерпретации являются геолого-технологические параметры (скорость бурения, давление на долото), регистрируемые в процессе бурения. Например, одна из регистрируемых характеристик ГТИ — скорость бурения — напрямую зависит от прочностных свойств горных пород. Так, без привлечения данных ГТИ высокоомные аномалии на диаграммах ВИКИЗ невозможно разделить порождающие их прослои на плотные и нефтенасыщенные. Поскольку величина скорости бурения и давления на долото зависят от коллекторских свойств пластов, их необходимо учитывать при анализе и интерпретации диаграмм.
Бурение длинных горизонтальных скважин является прогрессивным, экономически выгодным способом извлечения труднодоступных нефтепродуктов. Поэтому актуально и важно разрабатывать специальные методики, учитываю- щие при определении УЭС такие факторы, как момент вскрытия пласта, форма кривой зондирования, данные ГТИ.
Цель исследований - повышение эффективности, достоверности и однозначности определения количественных и качественных характеристик коллекторов, вскрытых наклонно-направленным бурением скважин с большим горизонтальным интервалом, путем совершенствования методики выбора и анализа геолого-геофизических данных, основанной на учете момента вскрытия пластов, анализе изменений кривых зондирований во времени, обязательном привлечении к интерпретации данных ГТИ (скорости бурения и давления на долото).
Решаемые научные задачи:
Определение истинного значения удельного электрического сопротивления горных пород с учетом влияния следующих факторов: типа скважины (горизонтальная или наклонная), длины ствола скважины, типа бурового раствора, и его минерализации, коллекторских свойств пород, момента вскрытия пластов.
Установление природы объектов высокого удельного электрического сопротивления (по диаграммам ВИКИЗ).
Усовершенствование и обоснование методики выбора и анализа геофизических данных при наличии в горизонтальных скважинах нескольких промежуточных и окончательного каротажей.
Фактический материал и методы исследований.
Метод ВИКИЗ начал применяться в тресте «Сургутнефтегеофизика» во всех горизонтальных скважинах с 1995 г. С этого же времени соискатель собирал и анализировал получаемые данные. Уже с 2000 г. ежегодно бурилось до 100 скважин на глинистом и солевом растворе.
Для решения поставленных задач использовались данные комплекса ГИС, полученные на Федоровском месторождении: радиоактивный каротаж (нейтронный и гамма-), высокочастотное индукционное зондирование, собственные потенциалы, а также геолого-технологические исследования в открытом стволе. Материалом для проверки и обоснования методики служили данные только по перфорированным скважинам, результаты испытаний которых более достоверны, чем по скважинам с фильтрами.
Так как основным геофизическим методом является ВИКИЗ, то большая часть материалов для анализа и численной верификации результатов включила данные этого метода, теоретические и методические основы которого разработаны в Институте геофизики СО РАН коллективом авторов (Ю.Н. Антонов, М.И. Эпов и др.) в начале 1 980-х г.
Обработка, визуализация и инверсия диаграмм ВИКИЗ выполнялась в многофункциональной системе (МФС ВИКИЗ), разработанной в Лаборатории электромагнитных полей Института геофизики (1997 г.). Полученные по практическим диаграммам значения УЭС подтверждены расчетами синтетических диаграмм, созданы математические модели (совместно с В. Н. Ульяновым и В. Н. Глинских) для определения: - временных изменений проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и их влияния на изменение разности фаз; влияния на показания длинных зондов вмещающих пород; выполнено сопоставление показаний зондов ВИКИЗ с БКЗ; влияния на показания коротких зондов эксцентриситета скважины, заполненной солевым буровым раствором.
В процессе исследования для обработки и интерпретации привлекался практический материал по 20 скважинам с горизонтальным участком длиной 550 м, в которых проведено 110 промежуточных и окончательных каротажей.
Кроме того, для повышения достоверности при расчленении геологического разреза, вскрытого горизонтальными скважинами, использовались диаграммы геолого-технологических исследований (скорость бурения, давление на долото) по 20 скважинам.
Результаты интерпретации диаграмм в исследованных скважинах подтверждены последующими промысловыми работами и результатами испытаний.
Защищаемые научные результаты:
1, Установлено и обосновано, что основным фактором, влияющим на определение истинного значения удельного электрического сопротивления в скважинах с большой длиной горизонтального участка, пробуренных на глинистом буровом растворе, является фактор времени. Наиболее точное значение УЭС определяется по наиболее ранним диаграммам, зарегистрированным после момента вскрытия пластов.
По изменению кривой зондирования во времени (для плотных прослоев не меняется, для продуктивных - меняется) можно определить источник возникновения высокоомных аномалий на диаграммах ВИКИЗ и установить, является ли порождающий их объект плотным прослоем или нефтенасыщенным объектом.
Методика выбора и анализа геолого-геофизических данных, основанная на учете времени, прошедшего с момента вскрытия пласта и комплексной интерпретации данных ВИКИЗ, ПС, нейтронного и гамма-каротажа совместно с данными ГТИ (механическая скорость бурения и давление на долото).
На основе анализа кривых зондирования ВИКИЗ сделан научный вывод о том, что форма кривых зондирований адекватно отражает характер флюидона-сыщения пластов.
Научная новизна. Личный вклад. Предложен новый подход при выборе данных промежуточных и окончательного каротажей для оценки количественных и качественных параметров пласта. С использованием разновременных диаграмм ВИКИЗ, полученных в горизонтальных скважинах, бурящихся поэтапно с большой протяженностью горизонтального участка, доказано, что наиболее точно истинные значения УЭС определяются по самым близким ко времени вскрытия пласта данным.
Выявлено, что совместный анализ данных геофизических и геолого-технологических исследований дает возможность более четко и однозначно определять литологический состав и выделять границы коллекторов.
С помощью анализа изменений характера кривых зондирования доказано, что для определения характера объектов (нефтенасыщенных или плотных прослоев), порождающих высокоомные аномалии на диаграммах ВИИКЗ необходимо учитывать характеристики кривых зондирований всех временных замеров.
Практическая значимость результатов. Предложенные рекомендации по интерпретации данных в горизонтальных скважинах методом ВИКИЗ в ком- плексе с другими методами применяются в контрольно-интерпретационных партиях треста «Сургутнефтегеофизика» при промышленных исследованиях с 2001 г.
Использование данных каротажа, выполненного в первые часы (10- 12 ч) после вскрытия пласта, дает возможность исключить ошибку при определении характера насыщения коллекторов.
Полученные формы кривых зондирований позволяют оценить характер насыщения коллекторов независимо от точности определений и величины сопротивлений коллектора. Это очень важно при разбуривании новых нефтегазовых залежей, где критические значения сопротивлений еще не установлены, и определять тип насыщения коллекторов затруднительно.
Учет эволюции кривых зондирований во времени в одном и том же интервале в комплексе с данными ГТИ позволяет избежать неопределенных заключений. Такой подход позволяет выяснить источник высокоомных аномалий: плотные прослои или нефтенасыщенные объекты.
Вышеперечисленные результаты могут применяться как в наклонных, так и в горизонтальных скважинах, пробуренных на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Их также можно использовать для определения ли-тологических характеристик и при составлении корреляционных схем.
Материалы исследований докладывались на конференциях и семинарах различного уровня: на Всероссийской научно-практической конференции «Состояние и пути развития высокочастотного электромагнитного каротажа» (Новосибирск, 1998 г.), Международной конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин» (Новосибирск, 1999 г.), конференции «Теория и практика электромагнитных методов исследований земной коры и околоскважинного пространства» (Новосибирск 2000 г.), Всероссийской конференции «Геофизические исследования в нефтегазовых скважинах» (Новосибирск, 2002 г.).
За весь период сотрудничества (с 1995 г.) и обучения в аспирантуре автора поддерживали многие сотрудники Института геофизики СО РАН. Я глубоко благодарна д.т.н. профессору Ю. Н. Антонову за знакомство с методом ВИКИЗ, K.T.H. В. Н. Ульянову за консультации по техническим вопросам, постоянное участие, внимание и поддержку, к.ф-м.н. В. Н. Глинских - за помощь в создании математических моделей, референту В. И. Самойловой - за советы и рекомендации при подготовке работы к защите.
Автор глубоко благодарен и особо признателен научному руководителю, члену-корреспонденту РАН, профессору Михаилу Ивановичу Эпову за доброжелательность и настойчивость в направлении к цели, за помощь в теоретическом осмыслении практических результатов.
Геологическое строение
В тектоническом плане Федоровское месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода.
Промышленные скопления нефти обнаружены в среднеюрских отложениях (пластЮС2), отложениях валанжинской (пласты БС16, БС]0, БС]0(1)), готеривской свит (пласты БС2, ВС,), а также барремского яруса (пласты АС9, АС7.8, АС5Ч., АС4). Общая мощность этажа нефтеносности составляет около 1000 м.
Месторождение представлено породами палеозойского складчатого фундамента и залегающих на них отложений мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Разрез однотипен в пределах всей изученной части Сургутского нефтегазоносного района.
Палеозойский фундамент представлен базальтовым порфиритом базальтовым (темно-серым и темно-зеленым, с прожилками и включениями кальцита и других минералов). По данным БКЗ породы фундамента характеризуются высоким электрическим сопротивлением, которое достигает нескольких сотен омметров. Вскрытая мощность пород фундамента не превышает 61 м.
Кора выветривания распространена по всей площади Сургутского района. Она вскрыта почти во всех скважинах, пробуренных до палеозойского фундамента. Ее мощность достигает 25 м. По положению в разрезе ее возраст условно относится к триасу. Литологически кора выветривания представлена выветренными порфиритами, трещины в которых выполнены кальцитом. На электрокаротажных диаграммах данные отложения характеризуются сравнительно невысокими сопротивлениями (порядка 20 Ом м) и отрицательной аномалией ПС.
Юрская система
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах палеозойского возраста и представлены всеми тремя отделами. Нижний и средний - сложены континентальными отложениями - породами единого литофациального облика и выделяются в тюменскую свиту. Верхний отдел представлен морскими отложениями и подразделяется на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.
Меловая система
Нижний отдел
На рассматриваемой территории развиты повсеместно нижнемеловые отложения. В их составе выделяются мегионская, вартовская, алымская свиты, а также нижняя подсвита покурской свиты.
Мегионская свита. На битуминозных аргиллитах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща. Отложения накапливались в морских и прибрежно-морских условиях. В нижней части свиты выделяется невыдержанная по мощности ачимовская толща, представленная переслаиванием светло-серых, мелко-среднезернистых, кварц-полевошпатовых, полимиктовых, иногда карбонатных песчаников с алевролитами и аргиллитами. Мощность ачимовской толщи изменяется от 40 до 200 м- Ее пласты в ряде случаев имеют ярко выраженное клиноформное строение и продуктивны на многих соседних месторождениях. Выше по разрезу мегионская свита представлена темно-серыми, нередко известковистыми и алевритистыми аргиллитами, содержащими, как правило, маломощные (0.2 — 2 м), сравнительно редкие прослои алевролитов и серых и светло-серых, мелкозернистых, участками известковистых песчаников. Выше по разрезу породы значительно опесчаниваются и в них выделяются пласты БСШ, БС1Ь и BBt2. Пласт БСю - один из основных нефтепродуктивных коллекторов. Цитологически пласты БСю„і2 представлены светло-серыми, мелко и среднезернистыми, массивными, слюдистыми, иногда карбонатными песчаниками и алевролитами, с включениями углистого детрита. Их цемент — порово-пленочный и хлорит-гидрослюдистый. Встречаются прослойки темно-серых, слабослюдистых аргиллитов, с включениями растительных остатков и мелких зерен пирита. Общая мощность свиты изменяется от 430 до 450 м.
Вартовская свита Гваланжин-готерив-баррем). Отложения мегионской свиты перекрываются мощной толщей песчано-гл инистых пород вартовской свиты, состоящей из двух подсвит. Нижняя - сложена прибрежно-морскими и мелководными сероцветными осадками, представленными переслаиванием сероцвет-ных песчаников, алевролитов и аргиллитов. В разрезе выделяются пласты БСо-д, являющиеся промышленно-продукгивными на многих площадях Сургутского свода. Они сложены серыми и мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и песчаных алевролитов. Цемент - гидрослюдистый или гидрослюдисто-хлоритовый. В аргиллитах нижней подсвиты встречаются пелециподы и фора-мениферы, характерные для валанжинского и готеривского ярусов. В средней части свиты выделяется пимская пачка, сложенная однородной толщей темно-серых, со слабым зеленоватым оттенком, плотных аргиллитов. Пачка хорошо выдержана на всем Сургутском своде и является региональным репером. Верхняя часть представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, а также серых и зеленых аргиллитов. Верхняя граница вартовской свиты хорошо видна на керне (зеленоцветные образования вартовской свиты вверх по разрезу сменяются сероцветными образованиями алымской свиты).
Определение причин возникновения высокоомных аномалий на диаграммах ВИКИЗ
Одной из основных задач интерпретации геофизических данных является расчленение разреза, вскрытого скважинами. Ее решение состоит в установлении по комплексу геолого-каротажных данных последовательности залегания пластов, отличающихся по своим физическим свойствам, и определении их границ, литологических и стратиграфических характеристик.
При выделении границ пластов, различающихся по физическим свойствам, используются известные теоретические положения о форме кривой и выделении границ пластов различными методами каротажа. На практике вместо резкого различия физических свойств пласта на границе, как это предусмотрено в теоре тических случаях, обычно происходит постепенное изменение различных свойств смежных пластов. Это отражается на измерениях, выполненных в скважине, и должно учитываться при выделении границ пластов по физическим каротажным кривым. Бурение же горизонтальных скважин, выполняемое преимущественно вдоль напластования, вносит свои коррективы в процедуры литоло-гического расчленения разреза и локализации границ коллекторов. Поэтому возникает необходимость в дополнении системы критериев для решения этой задачи.
На диаграммах ВИКИЗ отмечаются области повышенного электрического сопротивления, наличие которых не проявляется на диаграммах других методов (НКТ и ГК). По величине УЭС можно сделать предположение, что это области высокого нефтенасыщения коллектора или уплотненных литологических разностей. Такого рода аномальные интервалы наблюдаются как в глинах, так и в нефте- и водонасыщенных песчаниках [9].
Для установления природы аномальных областей необходимо сначала уточнить понятие «плотный» прослой. В левой части рис. 2.8. (скважина № 5275, интервал 1960-1982 м, замер 15.11.00 г.) приведены диаграммы ГК, НКТ и ПС. В правой части того же рисунка показаны диаграммы ВИКИЗ.
Зарегистрированные диаграммы отражают в основном гамма-активность вскрытых бурением пород. Однако при одинаковой гамма-активности отложения с большой плотностью отмечаются меньшими величинами на диаграммах ГК из-за более интенсивного поглощения гамма-лучей. На интервале 1970-1974 м наблюдается снижение показаний с 2.55 до 2.35 усл. ед. (то есть примерно на 8 %). Максимальное снижение отмечается на интервале 1971.5 - 1972.3 м.
Нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Плотность тепловых нейтронов зависит от замедляющих и поглощающих свойств среды. Для большинства горных пород поглощающие и замедляющие свойства определяются водо-родосодержанием. Следовательно, чем выше водородосодержание, тем быстрее убывает плотность тепловых нейтронов с удалением от источника. Ширина интервала интенсивного возрастания (примерно в 1.4 раза) составляет 4 м (1970 — 1974 м).
Диаграммы механической скорости бурения и давления на долото, полученные при геолого-технологических исследованиях, показаны на рис. 2.9. Эти параметры бурения связаны непосредственно с литологическим составом. В рыхлых, проницаемых породах скорость бурения наиболее высокая, а давление на долото минимальное. В плотных же пластах скорость бурения снижается, а давление на долото увеличивается.[44, 46]. На интервале 1971 - 1972.5 м наблюдается резкое снижение скорости бурения.
Таким образом, анализ этих диаграмм позволяет высказать обоснованное предположение о наличии в интервале 1970-1974 м области слабопористых горных пород повышенной плотности.
Обратимся к анализу двух разновременных диаграмм ВИКИЗ на этом интервале (рис. 2.10, а, б).
По данным ВИКИЗ пласт расположен в интервале 1970 - 1973 м. Наблюдается последовательное увеличение сопротивлений от малого зонда к большому. При этом показания двух длинных зондов близки между собой - 16.4 и 17.0 Ом м соответственно (рис. 2.10). По данным первого каротажа кривая зондирования соответствует понижающему характеру проникновения. По результатам интерпретации рп 20.67 Ом м. Ширина зоны изменений вокруг скважины невелика (0.56 м).
Определение характера флюидонасыщения по кривым зондирования ВИКИЗ
Оценка характера насыщения коллектора и установление его промышленной нефтегазоносности основаны на определении электрического удельного сопротивления породы в ее неизменной части и сравнении полученных значений с критическими величинами этих параметров, характеризующих для исследуемого типа коллектора границу между коллекторами промышленно-продуктивными и непромышленными. Для качественных оценок характера насыщения пластов-коллекторов принципиальное значение имеют сведения о критических величинах удельных сопротивлений. Эти значения получены, как правило, на основе большого статистического материала, вобравшего данные каротажа и петрофи-зических измерений, а также результатов испытаний и эксплуатации пластов.
На установление определения критических значений удельного электрического сопротивления оказывают влияние такие параметры как глинистость коллекторов, устройство зоны проникновения и другие, поэтому однозначно и четко определить величину ркр не представляется возможным.
При интерпретации диаграмм ВИКИЗ имеются кривые зондирования, форма которых может быть использована как дополнительная информация при определении типа флюидонасыщенности. Можно предположить, что форма кривой зондирования связана со строением околоскважинной зоны в коллекторах, вскрытых скважиной. И, вероятно, модели будут различными для интервалов с разным типом насыщения.
При интерпретации большого числа диаграмм ВИКИЗ как вертикально-наклонных, так и горизонтальных скважин, было замечено, что форма кривой зондирования отражает характер насыщения коллекторов, т.е выявлен еще один способ, который необходимо применять при интерпретации особенно в горизонтальных скважинах, где комплекс ГИС ограничен. Для доказательства этого предположения были использованы данные метода ВИКИЗ, зарегистрированные на Федоровском месторождении в пластах группы AC4.g по 15 скважинам. Выбраны только проперфорированные скважины. Характер насыщения интервалов подтвержден результатами промысловых исследований и данными испытаний пластов. Благоприятными важнейшими условиями определения характера насыщения коллекторов по форме кривой зондирования являются наличие зоны проникновения, глубина которой меньше глубины исследования больших зондов. Если это условие не соблюдается, разделить коллекторы на продуктивные и водоносные однозначно нельзя, а также использование фактора времени, т.е. когда в одном и том же пропластке имеется несколько временных замеров ВИКИЗ.
Для установления зависимости формы кривой зондирования необходимо вначале рассмотреть коллекторы различного типа насыщения и процессы, происходящие в них после вскрытия скважины, т.е. строение зоны проникновения во времени.
Выделение коллекторов и определение характера насыщения по характеристикам зоны проникновения основаны на изменении физических свойств в радиальном направлении и на различии этих изменений в водоносных и нефтеносных пластах.
Радиальные размеры зон проникновения зависят от проницаемости коллектора, реологических свойств бурового раствора, а также от режима бурения и сроков проведения каротажа.
Приведенные ниже рассуждения верны для следующих условий: dCKB =
0.216, рс = 2 Ом м, Рпласт воды = 0-2 Ом м. Для исключения влияния вмещающих пород маломощные пласты 1 м не интерпретируются.
Модель строения околоскважинного пространства в упрощенном варианте можно представить следующим образом: 1) скважина, заполненная глинистым буровым раствором; 2) зона проникновения; 3) может быть окаймляющая зона; 4) нетронутая часть пласта-коллектора.
Проникая в поры, фильтрат вытесняет подвижный пластовый флюид. Наибольшая интенсивность вытеснения наблюдается при бурении во время разрушения породы долотом. В это время происходит опережающее проникновение фильтрата. В дальнейшем ранее вскрытые интервалы проницаемых пластов находятся под гидростатическим давлением буровой жидкости. Фильтрация водной фазы из бурового раствора замедляется за счет образования глинистой корки на пористо-проницаемых интервалах. Проникновение фильтрата сопровождается формированием вокруг скважины зоны с иным, чем в пласте, электрохимическим составом водного раствора.
Присутствие воды различной солености в пористо-проницаемых осадочных породах может в широком диапазоне изменять их удельное электрическое сопротивление. При этом чем большая часть порового пространства занята водой (связанной, рыхло-связанной, свободной или в различном их соотношении), тем меньше сопротивление породы. Пластовая вода, как правило, соленая, находится в двух основных состояниях: связанном и подвижном.
Типичные формы кривых зондирования для коллекторов различного типа насыщения
Выделение границ коллекторов в терригенных разрезах на качественном уровне становится более достоверным, если рассматриваются все временные диаграммы ВИКИЗ, и они дополнены данными геолого-технологических исследований (механическая скорость бурения и давление на долото).
Рассмотрим пример практических диаграмм по скважине 5373 в интервале 2204-2232 м. (рис 3.11).
Время между первым исследованием ВИКИЗ и последним составляет пять суток. По данным первого каротажа границы коллекторов не определяются. По данным же окончательного каротажа наблюдается расчленение коллекторов на проницаемые и непроницаемые.
На рис 3.13, а, б приведены кривые зондирования по данным первого и последнего каротажей. Время между ними составляет семь суток. Для малопроницаемых (плотных) прослоев характерно увеличение показаний от малых зондов к большим, высокие сопротивления и постоянство во времени формы кривой зондирования.
Глинистый пласт. Имеет достаточно сложное строение и часто представлен тонко-слоистым чередованием алевролитов и аргиллитов с заглинизирован-ным песчаником. Наиболее простая модель, адекватно отражающая его строение, двухслойная (скважина - пласт) (рис. 3.14, а, б).
В качестве дополнительной можно рассмотреть трехслойную модель, когда существует неглубокая зона проникновения, обусловленная фильтрацией буро вого раствора в наиболее песчанистые разности, рис.3.14, б.
Водонасыщенный коллектор. Рассмотрим интервал 2234.6-2237.6 м, который характеризуется следующими коллекторскими свойствами: мощность 3.0 м, ДЛгк = 0.11, Кп = 26.8 %, Кгл = 7.7 %. Кровля пласта и подошва - водонасыщенный песчаник, рис.3.15, а, б.представлена кривая зондирования по данным первого промежуточного каротажа. Кривая зондирования имеет повышающий характер проникновения.
Окончательный каротаж выполнен через шесть суток после предыдущего. Характер проникновения не изменился.
Для водонасыщенных коллекторов характерно отсутствие окаймляющей зоны, повышающий характер проникновения и постоянство формы кривой зондирования во времени.
Газонасыщенный коллектор. Пример 1. Рассмотрим интервал 2016.9-2019.5 м, который характеризуется следующими коллекторскими свойствами: мощность — 2.6 м, AjrK = 0.64, Кп = 17.3 %, Кгл = 27.6 %. Кровля пласта - глинистый прослой, подошва - газонасыщенный песчаник, рис.3.16.
Кривая зондирования имеет понижающий характер проникновения, интерпретируется как двухслойная кривая. Из-за наличия в коллекторе глинистого материала кривая имеет более пологую форму, чем в интервалах с лучшими кол-лекторскими свойствами.
Пример 5. Рассмотрим интервал 2788.0-2790.0 м, который характеризуется следующими коллекторскими свойствами: мощность - 2.0 м, дЛгк = 0.15, Кп=27.9 %, Кгл=8.0 %. Кровля пласта и подошва - нефтенасыщенный песчаник (рис.3.23).
На кривой зондирования малый зонд находится в промытой зоне. Следующий за ним зонд отмечает минимум, то есть он регистрирует фронт соленой пластовой воды. Показания трех других зондов возрастают в сторону пласта.
Приведенные примеры подтверждают вывод, сделанный в главе 2.2. Для продуктивных коллекторов характерны кривые зондирования с понижающим проникновением, во многих случаях отмечается окаймляющая зона. Форма кривой зондирования меняется во времени. Для водонасыщенных коллекторов характерна одна форма кривой зондирования с повышающим проникновением, и она не меняется во времени.
