Содержание к диссертации
Введение
ЧАСТЬ 1 Объемные и структурные модели терригенных коллекторов предкавказья 9
Глава 1 Петрофизическая и геофизическая характеристика сложно построенных терригенных коллекторов 11
Глава 2 Объемные и структурные модели песчано-алеврито- глинистых коллекторов 115
ЧАСТЬ 2 Экспериментальное и теоретическое обоснование интерпретационных моделей геофизических методов для изучаемых терригенных коллекторов 132
Глава 3 Модель удельного электрического сопротивления 132
Глава 4 Модель потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) 183
Глава 5 Модель интегрального гамма-каротажа 197
Глава 6 Модели каротажей пористости (нейтронного, плотностного, акустического) 224
ЧАСТЬ 3 Технология выделения и оценки терригенных коллекторов предкавказья по данным геофизических исследований 256
Глава 7 Принципы интерпретации промыслово-геофизическои информации в терригенных породах. Определение истинных геофизических параметров 256
Глава 8 Совершенствование технологии геофизических і. исследований и обработки данных в разрезах с пластами малой толщины (менее 2 м) 262
Глава 9 Методика выделения и оценки сложно построенных терригенных коллекторов 273
Глава 10 Специальные вопросы геофизических исследований при изучении сложно построенных терригенных коллекторов.. 339
Заключение... 358
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Объемные и структурные модели песчано-алеврито- глинистых коллекторов
- Модель потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)
- Совершенствование технологии геофизических і. исследований и обработки данных в разрезах с пластами малой толщины (менее 2 м)
- Методика выделения и оценки сложно построенных терригенных коллекторов
Введение к работе
На территории Предкавказья (Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции) большинство месторождений углеводородов связаны с терригенными отложениями. Залежи нефти, газа и газоконденсата выявлены в осадочных формациях от третичного до юрского возраста, при этом коллекторы сложены песчано-алеврито-глинистыми породами, характеризуются специфическими особенностями и их изучение по данным геофизических исследований скважин (ТИС) является достаточно сложной проблемой.
Активное изучение рассматриваемого района приходится на середину и конец прошлого века. В это время были разведаны и открыты большинство месторождений, отличительной особенностью которых являлось выдержанность по разрезу и площади фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, их значительные толщины и, как следствие, четко выраженная геофизическая характеристика. С середины 80-90-х годов прошлого века и до настоящего времени доля таких объектов в общем количестве разведанных месторождений неуклонно сокращается. При этом открываемые залежи углеводородов приурочены к сложно построенным терригенным коллекторам, которые отличаются значительной неоднородностью, малыми 1.5 - 2м толщинами, сложной структурой порового пространства и, как следствие, значительной вариацией фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований скважин.
В условиях перехода к рыночным отношениям, из-за негативных явлений, связанных с перестройкой и преобразованием топливно-энергетического комплекса России, практически исчез системный подход к изучению таких объектов и учету новых ранее не рассматриваемых факторов, определяющих эффективность геологоразведочных работ.
В рамках диссертационной работы поставлена задача, разработать петрофизические и интерпретационные модели ГИС для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных коллекторов региона. Обоснование таких моделей на базе единого методологического подхода дает возможность унифицировать технологию исследования сложно построенных коллекторов на всех этапах исследования недр, которая может служить основой для создания единого информационного пространства геологоразведочного процесса.
Особое внимание в работе уделено выбору объектов для обоснования петрофизических и интерпретационных моделей ГИС сложно построенных коллекторов Предкавказья, в том числе в горизонтальных скважинах. К объектам, в наибольшей степени отражающим многообразие таких типов коллекторов, распределение глинистого материала, фильтрационно-емкостных свойств, фациальную изменчивость, отличающимся сложными геолого-техническими условиями бурения (АВПД, АНПД) можно отнести чокракские отложения Западно-Кубанского прогиба (ЗКП), альбские Кущевского подземного хранилища газа (КПХГ) и нижнемеловые и юрские отложения Восточного Предкавказья.
Целью работы является теоретическое и экспериментальное обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, и создание на этой основе технологии определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и насыщенности, обеспечивающей повышение эффективности геофизических методов исследования разрезов нефтегазовых скважин, ее внедрение в практику геологоразведочных работ и оценку результатов применения.
Основные задачи исследований.
1. Анализ геолого-технических условий проведения ГИС и современного состояния методического обеспечения интерпретации данных каротажа при изучении сложно построенных терригенных коллекторов.
2. Разработка методического и теоретического подходов и обоснование на этой основе объемных и структурных моделей сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья.
3. Экспериментальное и теоретическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей геофизических методов.
4. Совершенствование специальных вопросов технологии проведения ГИС по теме исследований: прогнозирования поровых давлений и зон АВПД, влияния зоны проникновения, интерпретации результатов исследований в горизонтальных скважинах.
5. Разработка технологии проведения геофизических исследований и предварительной обработки материалов ГИС в коллекторах малой толщины.
6. Разработка эффективной технологии для выделения сложно построенных терригенных коллекторов, определения их фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности.
7. Опробование и внедрение разработанных и усовершенствованных технологий, оценка результатов внедрения, эффективности.
Методы исследования и фактический материал. Поставленные задачи решались путем обработки, обобщения и анализа геолого-геофизических материалов более чем в 300 скважинах Предкавказья с использованием программных средств Microsoft Excel, системы СИГМА и Геопоиск; проведения комплексных петрофизических исследований керна более чем 2500 образцов, по каждому из которых сделано в среднем около 6 определений, в том числе специальных петрофизических исследований в установках моделирующих пластовые условия, выполнением ртутной порометрии, оценкой удельной поверхности методом низко температурной адсорбции, капиллярометр ия, термогравиметрический анализ и др.; моделированием, расчетами, экспериментальными работами в нефтегазовых скважинах на месторождениях Ставропольского и Краснодарского края, Кущевском подземном хранилище газа, привлечением публикаций отечественных и зарубежных ученых.
Диссертация базируется на результатах исследований, выполненных автором лично или при его непосредственном участии в Научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте геофизических исследований (НИИГИ) г. Грозный, где проведены работы по совершенствованию методического и петрофизического обеспечения ГИС при изучении нижнемеловых и юрских отложений Восточного Предкавказья; ОАО «Нефтегеофизприбор» г. Краснодар, где разработана интерпретационная модель акустического каротажа; ПФ «Кубаньгазгеофизика» пос. Афипский Краснодарского края, где обоснованы новые методические основы интерпретации ГИС чокракских и альбских коллекторов Западного Предкавказья, обобщены и систематизированы результаты исследований в области изучения сложнопостроенных коллекторов Предкавказья геофизическими методами.
Автор принимал участие в планировании и проведении специальных петрофизических исследований образцов керна юрских коллекторов Ставропольского края, а также в планировании специальных петрофизических и геофизических исследований при изучении чокракских и нижнемеловых коллекторов Краснодарского края. Диссертант непосредственно участвовал в обосновании параметров для подсчета запасов нефти и газа ряда месторождений Предкавказья.
Достоверность предложенных автором выводов и рекомендаций проверялась путем сравнения результатов интерпретации с независимыми геолого-промысловыми материалами и результатами опробований скважин.
Научная новизна. В диссертации получены следующие основные результаты, характеризующиеся научной новизной:
1. Разработаны новые объемные и структурные модели сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, отличающиеся учетом ранее неизвестных закономерностей распределения глинистых минералов и алевритового материала в породе, учетом структуры порового пространства, особенностей распределения фильтрационно-емкостных свойств и обеспечивающие эффективное их использование при интерпретации ГИС.
2. Разработаны петрофизические и интерпретационные модели ГИС для изучения сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, основанные на новых методических подходах по обоснованию многомерных интерпретационных связей и параметров коллекторов, обеспечивающих внутреннюю интеграцию и возможность их применения при изучении всех типов терригенных пород.
3. Доказана трехкомпонентная модель интегрального гамма-каротажа терригенных пород и определены подходы к ее использованию для количественных определений глинистости и компонентного состава.
4. Разработана технология проведения геофизических исследований в коллекторах малой толщины ( 2м) и методика геофизической интерпретации полученных данных.
5. Разработаны и количественно обоснованы принципы интерпретации сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, основанные на новых закономерностях их строения и особенностях распределения фильтрационно-емкостных параметров и насыщенности коллекторов.
Практическая значимость и реализация результатов. На основании выполненных автором исследований в производственных организациях Ставропольского и Краснодарского края внедрены три методических руководства по выделению коллекторов, определению их емкостных свойств и нефтегазонасыщенности, что обеспечило повышение информативности используемого комплекса ГИС:
- Методические рекомендации по выделению и оценке насыщенности юрских терригенных коллекторов Прикумской зоны поднятий по промыслово-геофизическим данным (1987 г.);
- Методические рекомендации по оценке упруго-механических и емкостных свойств глубоуозалегающих отложений по данным акустических исследований (1994 г.);
- Методическое руководство по выделению и оценке чокракских коллекторов Западно-Кубанского прогиба по комплексу промыслово-геофизических данных (2001 г.).
Предложенные автором разработки нашли широкое применение при оперативной интерпретации и подсчете запасов в юрских отложениях Восточного, Русский Хутор, Правобережного, Озек-Суат и некоторых других месторождений Прикумской зоны поднятий (ГОП); в чокракских отложениях Прибрежного, Восточно-Прибрежного, Гривенского, Варавенского, Морозовского, Сладковского, Терноватого и других месторождений Краснодарского края. Разработанные новые методические решения использованы при обосновании параметров для подсчета запасов Прибрежного месторождения, которые прошли экспертизу в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых МПР России в 2001 г. Разработанные автором методики и технологии нашли широкое применение в геофизических организациях ООО «Ставропольнефтегеофизика», ПФ «Кубаньгазгеофизика» и используются геологическими службами ООО «Кубаньгазпром» и ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз».
Основные защищаемые положения.
1. Объемные и структурные модели сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, отличающиеся учетом закономерностей распределения глинистых минералов и алевритового материала в породе, структуры порового пространства, особенностей распределения ФЕС и насыщенности коллекторов.
2. Петрофизические и интерпретационные модели ГИС для изучения сложно построенных терригенных коллекторов, основанные на новых методических подходах по обоснованию многомерных интерпретационных связей и параметров коллекторов.
3. Трехкомпонентная модель интегрального гамма-каротажа терригенных пород и методика ее использования для количественных определений глинистости и компонентного состава.
4. Технология проведения геофизических исследований в коллекторах малой толщины ( 2м) и методика геофизической интерпретации полученных данных.
5. Принципы интерпретации сложно построенных терригенных коллекторов по данным ГИС, основанные на учете новых закономерностей их строения, распределения ФЕС и насыщенности, реализованные в методических решениях и алгоритмах программного обеспечения.
Апробация работы осуществлялась при разведке и определении параметров для подсчета запасов месторождений Предкавказья. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на международных и региональных совещаниях, конференциях и семинарах: Москва, 1997, Вторая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, (диплом 3 степени); Москва, 1999, Третья всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, (диплом 1 степени); Санкт-Петербург, 1999, Международная конференция молодых ученых и специалистов «ГЕОФИЗИКА-1999», (диплом 1 степени); Москва, 2000, Второй Российско-китайский семинар по нефтяной геофизике; Саратов, 2000, Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков; пос. Джубга, 2000, Нефтегазовая геология Кубани на рубеже веков: итога и перспективы; Санкт Петербург, 2000, Международная геофизическая конференция; Геленджик, 2001, Вторая международная конференция и выставка по разработке новых технических средств и технологий для работ на шельфе и в Мировом океане; Геленджик, 2002, Двенадцатый международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи -CITOGIK-2002»; Санкт-Петербург, 2003, Тринадцатый международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи -CITOGIK-2003».
Публикации. Основные научные положения и практические результаты опубликованы в 29 печатных работах, в том числе 1 монографии. Результаты работ по теме исследований изложены в 3 методических руководствах и 13 отчетах НИР (в фондах «НИИ геофизических исследований», г.Грозный; АООТ «Нефтегеофизприбор», г. Краснодар; ООО «Кубаньгазпром», г. Краснодар; Кубанского государственного университета, г. Краснодар).
Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, 3 частей, 10 глав и 372. заключения, содержит 368 страницы машинописного текста, в том числе 141 рисунок, 14 таблиц, библиографию из 145 наименований.
Автор выражает глубокую признательность профессору, д.т.н. СИ. Дембицкому, профессору, д.г.-м.н. В.Г. Фоменко, К.Г.-М.Н. Г.А. Шнурману, д.т.н. Л.Е. Кнеллеру, профессору д.г.-м.н. В.М. Добрынину, профессору д.г.-м.н. Б.Ю.Вендельштейну , к.г. м.н. Д.П. Земцовой, А.М. Черненко за консультации, ценные советы и замечания при обсуждении результатов исследований. Автор признателен своим коллегам по работе М.С. Потаповой, А.Г. Комарову, Е.Б. Зайцевой, Н.С. Романовской, А.С. Михайлину, Р.К. Сеидову, Т.В. Себигатулиной, С.С. Писклову, Е.В. Тарасовой, А.Л. Брайловскому и другим за поддержку и помощь при подготовке работы.
Объемные и структурные модели песчано-алеврито- глинистых коллекторов
Объемные и структурные модели терригенных коллекторов Предкавказья обоснованы по результатам исследований выполненных в 1 -4 главах настоящей работы с использованием современных представлений по этому вопросу /22, 33, 65, 66, 72, 109, 111, 113, 121/. В общем случае в изучаемых терригенных коллекторах могут быть выделены три основных компонента: скелетный, представленный псаммитовым и алевритовым материалом, глинистый, сложенный глинистыми минералами и поровое пространство, насыщенное пластовой водой, нефтью и газом. Кроме указанных компонентов в породах может присутствовать карбонатный, кремнистый и другие виды цемента.
В связи с тем, что объемное содержание карбонатного и кремнистого цемента относительно небольшое и что его свойства не очень сильно отличаются от скелетного компонента, указанный цемент может быть включен в состав скелета.
Скелетный (жесткий) компонент, являющийся преобладающей, главной составной частью песчано-алевритовых пород, представлен преимущественно кварцем (60-97%) с примесью полевых шпатов и кремнистых пород, общее весовое содержание которых не превышает 20-30%. Наибольшим лито логическим разнообразием отличаются юрские песчаники ПЗП.
Таким образом, по минеральному составу скелета изучаемые породы с некоторым приближением могут рассматриваться как мономинеральные кварцевые. Минералы скелетной части терригенных пород незначительно различаются по физическим свойствам, вариации минералогического состава, не оказывают существенного влияния на коллекторские свойства и геофизические параметры.
Скелетный компонент характеризуется рядом физических параметров (минералогической плотностью, интервальным временем пробега упругих волн, . естественной радиоактивностью, нейтронной пористостью), которые необходимо использовать при интерпретации материалов геофизических исследований скважин.
Гранулометрический состав скелетного компонента терригенных пород в значительной мере определяет ее фильтрационные и в меньшей степени емкостные свойства и геофизические параметры. В общем случае скелетный компонент состоит из частиц различного размера, которые в соответствии с общепринятыми представлениями подразделяются на песчаные ( 0.1 мм) и алевритовые (0.1 - 0.01 мм). W С уменьшением размера зерен скелетной части, их отсортированности и окатанности существенно снижаются сечения норовых каналов и проницаемость.
Последняя закономерность четко иллюстрируется рис.2.1, на котором представлены статистические зависимости проницаемости от пористости для изучаемых отложений. Как видно, юрские среднизернистые песчаники (1), при прочих равных условиях, характеризуются наибольшей проницаемостью, затем следуют мелкозернистые песчаники VTII-IX пластов нижнемеловых отложений (2) и чокракских отложений ЗКП 1 (3), и, наконец, наименьшей проницаемостью отличаются алевритовые породы I пласта нижнемеловых (4) и I пачки альбских отложений (5).
Следует отметить, что наряду с приведенным разделением скелетной части по гранулометрическому составу существуют и иные классификации, которые, на наш взгляд, более четко отражают взаимосвязь размера зерен с проницаемостью и другими свойствами пород. Так в работе /65/ граница между песчаными и алевритовыми зернами определяется размером 0.05 мм. «Обломочные породы, сложенные частицами 0.05-0.001 мм, являются микрозернистыми - пылеватыми или алевритовыми, то есть относятся к гранулометрическому классу алевритов - алевролитов (англ. Silt)». В свою очередь фракция 0.1-0.05 мм относится к тонкозернистой песчаной. Подобное разделение пород по гранулометрическому составу используется и американскими исследователями /121/, которыми к алевритовым относят зерна с размером менее 0.06-0.004 мм. А.А.Ханиным /66/ установлено, что породы, сложенные преимущественно фракцией 0.05-0.01 мм практически непроницаемы (Кпр 1 мД, связанная ч водонасыщенность 80-90 %). Присутствуя в породе эта фракция, частично заполняя поровое пространство между песчаными зернами, существенно снижает ее проницаемость.
Модель потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)
Изучение потенциалов самопроизвольной поляризации терригенных пород проводилось многочисленными отечественными и зарубежными исследователями. Среди отечественных авторов следует особо отметить фундаментальные работы Б.Ю.Венделынтейна и Д.А.Шапиро /8, 9, 69/. Ими разработана теория диффузионно-адсорбционных потенциалов и дано решение задачи для реальных горных пород. Установлено, что потенциалы ПС определяются концентрацией и химическим составом контактирующих растворов, степенью дисперсности пород, их водонасыщенностью и температурой. При построении интерпретационных моделей ПС используются менее строгие зависимости, полученные для изучаемых терригенных пород. Так Б.Ю.Венделынтейном установлено, что в благоприятных геологических условиях по данным ПС можно проводить количественные оценки пористости и глинистости терригенных пород /8/.
В работах /109, 111/ М.М.Элланским предложена петрофизическая модель метода ПС, которая, по мнению автора, является «одним из вариантов решения обратной петрофизической задачи метода собственных потенциалов». В модели в качестве интерпретационного параметра используется относительная аномалия ПС апс апс = Епс/Ецсст (4.1) . где Епс - аномалия ПС в изучаемом пласте; Епсст - аномалия ПС в чистом пласте. Согласно /111/, относительная аномалия ПС апс определяется следующим выражением: апс = (1 - (З/Квзп) [ 1 - ргл/Квзп (1 - р/Квзп)] + ркар/Квзп (4.2) где ргл - доля объема пор, занятая адсорбированной водой глинистого цемента по отношению к общему объему открытых пор; Ркар - доля объема капиллярных пор карбонатного цемента по отношению к общему объему открытых пор; Р = Ргл + РкаР; Квзп - водонасыщенность зоны проникновения.
Из зарубежных исследований следует отметить модель Doll /125/ для слоистых глинистых песчаников и модель Smits /143/, в которой на основе теории Теорелла дано решение задачи для диффузионно-адсорбционного потенциала, при насыщении пород растворами хлорида натрия. Согласно последней модели диффузионно-адсорбционный потенциал пород определяется следующим выражением ПІ2 CB+P-qn/KBNa іЕд Еда = І dm (4.3) mi orB+p-qn/KB dm где Еда - диффузионно-адсорбционный потенциал мВ; mi и m2 - молярные концентрации растворов , моль/кг-НгО; сгв - проводимость раствора NaCl (OM" -CM" ); (З - эквивалентная проводимость противоионов Ма+(Ом"1-см 7мг-экв); qn - приведенная емкость поглощения, мг-экв/см3; tNa - кажущиеся или гитторфовские числа переноса катионов Na+; KB - коэффициент водонасыщения;
Ед - диффузионный потенциал, мВ. Алгоритм и программа расчета Еда по уравнению (4.3) разработаны В.С.Афанасьевым и В.Ю.Терентьевым /61/. Для решения уравнения (4.3) применительно к конкретным геологическим условиям необходимо определить минерализацию пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости, а также приведенную емкость поглощения глин.
Описанная модель теоретически обоснована, позволяет установить зависимость диффузионно-адсорбционного потенциала от емкости катионного обмена, глинистости, водонасыщенности терригенных пород и использовалась автором настоящей работы. Поскольку диффузионно-адсорбционные потенциалы при прочих равных условиях определяются приведенной емкостью поглощения, модель ПС для терригенных песчано-алеврито-глинистых пород также как, и модель сопротивления является двухкомпонентной. Ниже рассмотрим интерпретационные уравнения метода ПС для изучаемых отложений.
Как было показано в главе 1, для чокракских отложений ЗКП вследствие незначительного отличия в минерализации пластовых вод и фильтрата промывочной жидкости метод ПС характеризуется низкой эффективностью, и для количественной интерпретации не использовался. Тем не менее, в ряде скважин, когда удельное сопротивление фильтрата несколько превышает удельное сопротивление пластовой воды, в коллекторах наблюдаются небольшие отрицательные аномалии ПС, что является качественным признаком их выделения.
В альбских отложениях КПХГ кривые ПС хорошо дифференцированы, коллектора отличаются отрицательными аномалиями, при этом в некоторых пластах аномалии ПС достигают статических значений, характерных для чистых, лишенных глинистого материала пород.
На рис.4.1 приведено сопоставление относительной аномалии ПС апс, найденной по диаграммам ПС с объемньш содержанием глинистых минералов Кглм, определенным по керну (зависимость керн-ГИС). Несмотря на некоторую дисперсию точек относительно линии регрессии, наблюдается закономерное увеличение оспе с уменьшением Кглм. Зависимость может быть использована для оценки Кглм по формуле Кглм = -0.37-апс3 + 0.9-сспс2 - 0.83-апс +0.34 (4.4) Интерпретационные уравнения метода ПС для юрских отложений обоснованы по данным экспериментальных исследований керна, теоретических расчетов и материалов ГИС /75/.
С целью изучения характера связи диффузионно-адсорбционной активности Ада с пористостью Кп и глинистостью Кгл автором выполнены измерения Ада пород на 138 образцах керна. Полученные значения Ада изменяются в пределах 2-33 мв. Наблюдаемая связь между Ада и Кп (Рис.4.2 коэффициент корреляции 0.74), позволяет построить зависимость между относительной аномалией ПС - апс и Кп. Параметр апс найден для исследованных образцов по известной формуле: аПс=1-Ада/Адагл (4.5) где Адагл - диффузионно-адсорбционная активность глин (Кгл=100 %) обоснована по данным исследований керна. Для юрских отложений Адагл ЗЗ мВ. Зависимость anc=f(Kn) (Рис.4.3) подтверждается аналогичной связью, полученной по результатам определения апс в скважинных условиях и пористости насыщения, найденной по керну (Рис.4.4), и рекомендуется для оценки пористости водонасыщенных юрских песчаников по методу ПС.
Совершенствование технологии геофизических і. исследований и обработки данных в разрезах с пластами малой толщины (менее 2 м)
Согласно требованию «Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» /63/ рекомендуемый шаг дискретизации по глубине для общих и детальных исследований составляет 0.2 м, а для микрометодов, микрокавернометрии и наклонометрии, а также для специальных исследований в открытом стволе 0.1 и или 0.05 м.
При проведении геофизических исследований в скважинах, пробуренных на чокракские отложения ЗКП и альбские отложения КПХГ, соблюдение рекомендованной в «Технической инструкции» технологии проведения каротажа не обеспечивает необходимой информативности геофизических методов. Это обусловлено малыми толщинами коллекторов, залегающих в массиве глин, что приводит к частичной потере информации при регистрации с шагом квантования по глубине 0.2 м. На рис. 1.20 и 1.34 представлены распределения толщин чокракских и альбских пластов. Как видно, в более 55% случаев толщина пластов не превышает 1 м, а в 85% случаев меньше 2 м, что в значительной степени снижает информативность промыслово-геофизических методов.
В этой связи, обоснование оптимального шага квантования по глубине при проведении электрического каротажа для соблюдения регламентированных погрешностей измерений применительно к тонким (менее 2м) пластам является актуальной задачей.
Опыт использования методов каротажа сопротивлений показывает, что в таких разрезах наилучшей расчленяющей способностью по вертикали обладает боковой и боковой микрокаротаж. Дальнейшие обоснования оптимального шага квантования по глубине выполнено для этих методов.
С этой целью в скважинах №15 Прибрежного, №21 Северо-Прибрежного и №1 Восточно-Прибрежного месторождений в интервале чокракских отложений выполнены специальные исследования сканирующей аппаратурой бокового АЭСБК и бокового микрокаротажа ДБМК с шагом квантования по глубине 0.02 и 0.05 м /91, 106/.
Для выбора оптимального шага квантования по глубине проведена статистическая обработка полученных материалов. Принято, что в каждой точке глубины измеренное сопротивление соответствует истинному сопротивлению изучаемой среды. В случае, когда толщина пласта соизмерима с шагом квантования или превышает его, разница в значениях истинного и измеренного в соседнем кванте сопротивления будет равна нулю.
Иначе, разница в значениях характеризует абсолютную ошибку, связанную с дискретностью измерений.
На рис.8.1 в качестве примера показано изменение относительных средней и среднеквадратичной ошибок для разного шага квантования по глубине в скважине 15 Прибрежная. Относительная среднеквадратичная ошибка превышает относительную среднюю ошибку в среднем в три раза. Поскольку относительная среднеквадратичная ошибка является наиболее статистически значимой величиной дальнейшее обоснование оптимального шага квантования по глубине выполнено по этому параметру. В качестве критерия соответствующего минимально допустимой погрешности измерений взята регламентированная погрешность аппаратуры АЭСБК, ДБМК- 10%. На графиках рис. 8.1 отчетливо видно, что при 10% погрешности для кривых БМК шаг квантования по глубине должен быть не более 0.02 м. Для большого зонда АЭСБК шаг квантования при погрешности 10% увеличивается и составляет 0.03-0.04м. Среднему зонду аппаратуры АЭСБК при той же погрешности соответствует шаг квантования 0.02-0.03 м. Близкие результаты получены и по двум другим скважинам. Сравнительный анализ обычной и сканирующей аппаратуры БМК и БК показал на отсутствие каких-либо видимых отклонений в измеренных сопротивлениях. Следует также отметить, что конструктивно большой зонд АЭСБК соответствует зонду трех электродного БК. Таким образом, при проведении измерений методом БК в разрезах с пластами, толщина которых близка или менее 1 м, рекомендуется использовать шаг квантования по глубине 0.04 м, а методом БМК-0.02 м.
При оценке удельного сопротивления неизмененной части пласта в показания бокового и индукционного каротажей вводят поправки за влияние скважины и вмещающих пород. Практика показывает, что поправка за влияние диаметра скважины изменяется в небольших пределах и достаточно постоянна.
В пластах малой толщины величина вносимых поправок существенно возрастает при учете влияния вмещающих пород. До последнего времени учет влияния вмещающих пород в показания бокового и индукционного каротажа проводился по палеткам полученным решением прямой задачи электрического каротажа /2, 3/. Палетки рассчитаны для толщин пластов более 1 м, что вносит ограничения в их использование в пластах малой толщины. Кроме того, представляет несомненный практический интерес проверка соответствия результатов теоретического моделирования и фактических скважинных измерений. Для уточнения существующих палеток учета влияния вмещающих пород в показания БК и ИК по 36 скважинам, пробуренным на чокракский горизонт ЗКП составлена выборка, включающая 176 пластов соответствующих плотным, участкам разреза /5, 92, 98/. Сопротивление таких пород по БМК изменяется от 7 до 500 Омм. При уточнении палеток сделано допущение, что сопротивление по БМК отражает истинное сопротивление пласта, в то время как, сопротивление по БК и ИК искажено влиянием вмещающих пород. Рассмотрим полученные результаты отдельно для бокового и индукционного каротажа.
На рис.8.2 представлены исходная и уточненная палетки учета влияния вмещающих пород в показания бокового каротажа. Шифр кривых ркі/рВм - отношение кажущегося сопротивления пласта, исправленного за влияние скважины ркь к сопротивлению вмещающих пород рвм. Материалы каротажа позволили уточнить палеточные кривые с шифром ркі/рвм - 2, 5, 10, 20 в диапазоне толщин от 0.2 до 2м. Отмечается резкое увеличение рК2/ркі начиная с толщины 1.2 м, что противоречит результатам моделирования. При толщине более 2м уточненные палеточные кривые совпадают с представленными на исходной палетке.
Для индукционного каротажа уточненные палетки построены для рвм= 1; 2; и 4 Омм (Рис.8.3). Теоретические зависимости хорошо согласуются с результатами фактических измерений при толщине пласта более 1 м. При толщине пластов менее 1 м наблюдается резкое увеличение р .
Эффективность выполненных обоснований подтверждают приведенные на рис.8.4 интегральные кривые распределений принятых сопротивлений рППрин, найденных по комплексу БК, ИК для выборки продуктивных и водонасыщенных пластов, опробованных в 11 скважинах Прибрежного месторождения. Во всех случаях использование уточненных палеток приводит к повышению эффективности разделения коллекторов с разной насыщенностью по сопротивлению в среднем в 2 раза.
Методика выделения и оценки сложно построенных терригенных коллекторов
В качестве предварительного критерия при выделении пластов для обработки используется исправленное за влияние инерционности аппаратуры, абсолютное значение ГК - ТуКрит=6.8«7 мкР/час, которому согласно выражению (5.14) и рис.5.9 соответствует глинистость Кглм=15.4%, или в соответствии с (1.16) - Кгл=38%. При количественной геологической интерпретации используются следующие папраметры: удельное сопротивление промытой зоны рпп, зоны проникновения рзп и пласта рп, относительные аномалии ПС оспе, абсолютные показания ГК 1у, нейтронная пористость Кпнк, Кпнгк, объемная плотность 5П и интервальное время пробега продольной волны Atp. На рис.9.8 представлен фрагмент геолого-геофизической характеристики по скважине Кущевская 71с выделенными интервалами коллекторов.
При этом существенные проблемы возникают при определении удельных сопротивлений промытой зоны рпп и неизмененного пласта рп. Как было показано в главе 1, в отдельных интервалах разреза установлена техногенная трещинноватость, возникающая в процессе бурения, что приводит к занижению сопротивлений промытой зоны, измеряемых боковым микрокаротажем. Индикатором техногенной трещиноватости является превышение удельных сопротивлений зоны проникновения по БКЗ рзп над рпп по БМК (рзі рппБмк)- В таких участках разреза не представляется возможным использовать значение рпп для количественных определений.
Анализ удельных сопротивлений неизмененной части пласта (р„), определяемых по БКЗ, БК и ИК, показал, что в 1а пачке возникает кольцевая зона, приводящая к снижению удельных сопротивлений индукционного каротажа. В связи с указанным рекомендуется следующий подход к определению удельного сопротивления пласта рп. В пластах толщиной 3 м и более рп определяется по БКЗ и ИК. В случае если их расхождение не превышает 30 % принимается среднее значение. При рПБкз Рпик, что характерно для 1а пачки, предпочтение отдается БКЗ. В тонких пластах (h 2 м) рп определяется на основе анализа материалов БК и ИК.
Если рпи рпБК в качестве удельного сопротивления пласта принимается рпик, при обратном соотношении, из-за влияния кольцевой зоны на ИК, с некоторым приближением считается, что рп=рпБК- При этом следует иметь в виду, что оно может быть несколько завышено.
Определение глинистости пород
Глинистость выделенных пластов находится по относительной аномалии ПС ctnc и абсолютному значению ГК 1у с использованием выражений (4.4), (5.14), рис.4.1 и 8.9. Учитывая двухкомпонентную модель гамма-каротажа в альбских отложениях, оценки глинистости пород по ГК проводятся с удовлетворительной точностью. В тонких пластах (h 2 м), вследствие существенного влияния вмещающих пород, определяемая глинистость может быть завышена. Окончательное значение Кглм принимается на основе анализа значений, найденных по ГК и ПС. В случае если разность абсолютных значений глинистости не превышает 5 % используется среднее Кглм, полученное по двум методам. В противном случае предпочтение отдается минимальному значению Кглм.
Определение пористости Определение пористости по удельному сопротивлению
Приведенная в главе 3 зависимость (3.24) (Рис.3.И) параметра пористости от пористости позволяет определить по удельному сопротивлению пористость полностью водонасыщенных коллекторов. Однако в эксплуатационном объекте КПХГ в составе 1а , 1а и I пачек отсутствуют водонасыщенные породы, в связи с чем задача определения пористости по удельному сопротивлению существенно усложняется. В этих условиях могут быть использованы сопротивления промытой зоны рпп и зоны проникновения рш. При этом необходимо найти удельное сопротивление смеси фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды, насыщающей эти зоны, и учесть их остаточное газонасыщение. Автором предложен следующий методический подход решения этой задачи. В скважинах с наиболее полным комплексом ГИС и надежным определением пористости по данным ННК, ГГК, АК и керну для всех вьщеленных пластов, используя выражение (3.24), определено удельное сопротивление смеси с учетом остаточной газонасыщенности по формулам рсмпп = рпп Кп2 (9.9) Рсмзп = Рзп Кп2 (9.10)
На рис.9.9 в качестве примера представлены распределения рСмпп и рсмзп по трем скважинам. Как видно, вариация этих параметров не очень значительна, в 80 % случаев не превышает 0.04 Омм при среднем значении 0.28 Омм, в связи с чем в качестве окончательного принято среднее значение рсм по каждой скважине.
На рис.9.10 приведены графики зависимости рСмпп и рсмзп от удельного сопротивления фильтрата рф, из рассмотрения которых могут быть сделаны следующие выводы.
1. Наблюдается закономерность увеличения рсм с ростом рф и осредняющие линейные зависимости могут быть использованы для определения рсм по значению рф.
2. Зависимость рсмш=ґ(Рф) и рСмпп=А(рф) практически совпадают и могут быть аппроксимированы уравнением рсм= 0,277-рф+ 0.12 (9.11)
Последнее указывает на то, что зона, исследуемая БМК и малым градиент-зондом насыщена смесью близкого удельного сопротивления. На наш взгляд, это вызвано тем, что в результате некоторого перераспределения флюидов в этих зонах (снижения сопротивления водной фазы в зоне проникновения за счет увеличения содержания в ней пластовой воды и в то же время роста остаточной газонасыщенности) удельное сопротивление смеси оказалось неизмененным.
3. При рф=рв=0Л Омм удельное сопротивление смеси составляет 0.15 Омм, что обусловлено влиянием остаточной газонасыщенности. В соответствии с этим параметр остаточного газонасыщения Рно=1.5, что позволяет по уравнению (3.25) определить остаточное газонасыщение Кно=0.2.
