Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение Шэнлиского месторождения нефти и газа 8
1.1. Общие сведения о Шэнлиском месторождении 8
1.2. Типы скрытых залежей 9
1.2.1. Обломочные скрытые залежи 9
1.2.2. Карбонатные скрытые залежи 14
1.2.3. Скрытые нефтегазовые залежи изверженных горных пород 18
1.2.4. Скрытые нефтегазовые залежи метаморфических и трещиноватых аргиллитов 20
Выводы 21
Глава 2. Физико-геологические модели (ФГМ) сложнопостроеиных коллекторов Шинлиского нефтегазового месторождения 22
2.1. ФГМ 1: Коллекторы обломочных пород 22
2.1.1. ФГМ 1.1 Низкоомные песчано-глинистые продуктивные коллекторы 22
2.1.2. Низко-проницаемые и улътра-низко-пронщаемые песчано-глинистые коллекторы (ФГМ1.2 и1.3) 24
2.1.3. ФГМ
1.4: Песчано-глинистые нефтеносные коллекторы, имеющие значения сопротивлений, близкие к сопротивлению водоносных коллекторов 27
2.1.4. ФГМ 1.5: Обводнённые коллекторы 27
2.1.5. Песчаниково-конгломератные коллекторы (ФГМ 1.6-1.8) 30
2.2. ФГМ 2: Карбонатные коллекторы 31
2.2.1. Коллекторы озерной фации палеогеновой системы(ФГМ 2.1-2.3) 31
2.2.2. Коллекторы погребённого выступа нижне-палеозойской эры(ФГМ2.4 и 2.5)
32
2.3. ФГМ 3: Коллекторы изверженных пород 34
2.4. ФГМ 4: Коллекторы метаморфических пород археозойской эры 36
2.5. ФГМ 5: Коллекторы трещиноватых аргиллитов 37
Выводы 37
Глава 3. Применение ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) для повышения информативности традиционного комплекса ГИС 39
3.1. Общие сведения о методе ЯМК 39
3.2. Обработка данных полевых измерений и модель интерпретации ЯМК 42
3.3. Задачи, решаемые методом ЯМК 44
3.3.1. Количественное определение структуры паровых каналов 45
3.3.2. Точное определение коллекторских параметров 49
3.3.3. Выделение продуктивных конгломератных коллекторов 54
3.3.4. Оценка покрышек и экранирующих горизонтов в мелкозернистых
конгломератных коллекторах 57
3.3.5. Оценка флюидонасыщенности в коллекторах различных типов 59
3.3.6. Оценка флюидонасыщенности по методу разности спектров Т2 65
3.3.7. Оценка флюидонасыщенности по методу смещения спектров Т2 67
3.3.8. Качественное определение структуры пор 69
Выводы 71
Глава 4. Геологические задачи, решаемые методами пластового микро электрического и акустического сканеров 73
4.1. Общие сведения о методах электрического и акустического сканеров 73
4.2. Построение физико-геологических моделей для интерпретации даннных электрического и акустического сканеров 75
4.3. Изучение песчаниково-конгаомератных тел на южном крутом склоне одного поднятия Цзиянского бассейна 81
4.3.1. Происхождение и распределение песчано-конгломератных тел на крутых склонах 82
4.3.2. Определение литологии 82
4.3.3. Изучение седиментационых фаций по данным сканеров 82
4.3.4. Выделение седиментационых циклов 84
4.3.5. Определение направления палеотечения 86
4.3.6. Определение характеристик трещин 87
4.3.7. Определение максимального действующего горизонтального стресса 87
4.3.8. Коллекторские характеристики 88
4.4. Изучение карбонатных и гранито-гнейсных коллекторов погребённого выступа Шэнлиского месторождения 90
4.4.1. Общие сведения о геологии 90
4.4.2. Определение направление падения пластов 90
4.4.3. Определение направления максимальных действующих стрессов методами наклонометрии и сканеров. 91
4.4.4. Выделение типа коллекторов 92
4.4.5. Оценка трещин 93
4.4.6. Определение коллекторских параметров 94
4.5. Изучение коллекторов изверженных пород 98
4.5.1. Общие сведения о геологии 98
4.5.2. Коллекторские пространства 99
4.5.3. Оценка трещин 100
4.5.4. Определение направления действующего максимального стресса 102
4.5.5. Определение коллекторских параметров 102
4.5.6. Классификация коллекторов 103
Выводы 103
Глава 5. Рекомендации по повышению эффективности комплекса ГИС при изучении сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения 105
5.1. Стратегия каротажных исследований в нефтегазовой промышленности Китая: основные направления развития 105
5.2. Рекомендации по повышению эффективности комплекса ГИС при изучении Шэнлиского месторождения 108
Заключение 113
Список литературы
- Скрытые нефтегазовые залежи изверженных горных пород
- Песчано-глинистые нефтеносные коллекторы, имеющие значения сопротивлений, близкие к сопротивлению водоносных коллекторов
- Обработка данных полевых измерений и модель интерпретации ЯМК
- Построение физико-геологических моделей для интерпретации даннных электрического и акустического сканеров
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящий момент бурное развитие экономики Китая неразрьюно связано с увеличением потребления углеводородного сырья. В 2005 г. годовая добыча нефти трёх мощных месторождений на востоке Китая составила половину от общего объема добычи в стране. Такая добыча не обеспечивает сегодняшние потребности.
Сегодня все нефтегазовые залежи относительно простого строения в Цзиянском бассейне (Шэнлиское месторождение) полностью разведаны, причем обводненность старых месторождений превышает 90%. Всё больше нефти и газа приходится извлекать из скрытых залежей. По статистическим данным, относительная доля разведанных запасов скрытых залежей только раннего миоцена увеличилась с 20% в 1985-1990 годы до 60% в 1995-2000 годы, а в настоящее время превышает 70% от общих разведанных запасов.
Обычно коллекторы скрытых залежей являются сложнопостроенными. При их изучении возможности традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) ограничены. Это обусловливает необходимость включения в комплекс ГИС новых высокоинформативных методов - ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), электрического и акустического сканеров, которые позволяют повысить достоверность и расширить круг решаемых геолого-геофизических задач.
Целью работы является Разработка целевого комплекса ГИС, включающего методы ЯМК, сканеров и традиционного каротажа, с целью повышения эффективности изучения сложнопостроенных терригенных (песчаники, конгломераты), карбонатных и магматических пород - коллекторов Шэнлиского нефтегазового месторождения Восточного Китая.
Основные задачи исследования
Разработка априорных физико-геологических моделей терригенных, карбонатных и магматических коллекторов Шэнлиского месторождения
Разработка методики определения коллекторских свойств сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения по данным метода ЯМК.
Построение интерпретационных моделей для геологического истолкования данных электрического и акустического сканеров при изучении седиментологических, тектонических и фильтрационно-емкостных характеристик разреза Шэнлиского месторождения.
Разработка рекомендаций по составу и условиям применения целевого комплекса ГИС для повышения геологической и экономической эффективности изучения сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения.
В работе защищаются следующие положения
Сложнопостроенные коллекторы Шэнлиского месторождения могут быть разделены на пять априорных физико-геологических моделей (ФГМ), соответствующих различным литологическим, фильтрационно-емкостным и тектоническим характеристикам.
При изучении Шэнлиского месторождения высокая информативность и достоверность оценки коллекторских параметров по данным ЯМК является петрофизическим обоснованием для исследования сложнопостроенных коллекторов. Полученная зависимость между ртутным капиллярным давлением и распределением времени поперечной релаксации Тг позволяет количественно определять размеры порового пространства песчано-глинистых пород, как на образцах керна, так и в коллекторах, выделяемых в разрезе скважин.
Совместное применение методов ЯМК, электрического и акустического сканеров позволяет получать детальную информацию о литологическом составе, структуре порового пространства, седиментационных и тектонических особенностях сложно-построенных коллекторов Шэнлиского месторождения.
Геолого-экономическая эффективность изучения терригенных, карбонатных и магматических коллекторов Шэнлиского месторождения может быть повышена за счет включения в целевой комплекс ГИС новых методов; состав и условия применения целевого комплекса необходимо выбирать в соответствии с априорными ФГМ сложнопостроенных коллекторов.
Научная новизна
Впервые проведена классификация сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения и предложены 5 соответствующих ФГМ.
Обоснована аналитическая зависимость между капиллярным давлением и распределением времени поперечной релаксации Тг для количественной оценки структуры порового пространства песчано-глинистых пород Шэнлиского месторождения.
Практически обоснованы возможности метода ЯМК при оценке сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения.
Предложены интерпретационные модели для геолого-геофизического истолкования данных сканеров и разработана методика интерпретации терригенных, карбонатных и магматических коллекторов Шэнлиского месторождения.
Предложен целевой комплекс ГИС для изучения разрезов скважин в соответствии с разработанной классификацией сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения.
Практическая значимость
Выполненные при участии автора исследования широко внедрены в практику нефтеразведочных работ. С 2000 года при использовании разработанных автором новых технологий разведки количество поисковых и разведочных скважин Шэнлиского месторождения, удачно вскрывших продуктивные нефтегазовые залежи, увеличилось почти на 20%.
По теме диссертации опубликовано 6 статей на китайском и русском языках.
Основные положения и результаты работы представлялись на: 12-м Всекитайском симпозиуме «Технология ГИС» (Дунинь, 2001), на научной конференции «Новые технологии изображения» корпорации СИНОПЕК (Пекин, 2002), и на многих семинарах, проводимых этой корпорацией для подготовки специалистов и администраторов Шэнлиского административного бюро и других компаний (с 1998 по 2003 гг.).
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 118 страниц текста, 83 рисунка, 20 таблиц. Библиография содержит 74 наименования.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность всем своим коллегам, помогавшим в сборе и первичной обработке геолого-геофизических материалов, а также своему научному руководителю и консультантам, давшим много ценных советов по теме диссертации:
доктору геолого-минералогических наук, профессору В.А. Богословскому, кандидату физико-математических наук А.А. Никитину, директору Центра обработки и интерпретации данных ГИС Шэнлиской каротажной компании СИНОПЕК Чжу Люфану.
Автор благодарит также своих коллег, преподавателей геологического факультета и русского языка, обеспечивших редакцию материалов диссертации и сделавших много конструктивных замечаний.
Автор благодарит свою жену и дочку за крепкую поддержку во время обучения в России.
Скрытые нефтегазовые залежи изверженных горных пород
С увеличением степени разведки геологи постепенно обращали внимание на нефтяные залежи метаморфических пород археозойской эры и нефтяные залежи трещиноватых аргиллитов, которые нередко встречаются в Цзиянском бассейне.
В Цзиянском бассейне ведущими основными петротипами коллекторов метаморфических пород являются, в первую очередь, разнообразные гнейсы с интрузиными гранитами, во вторую очередь - анортозитовьш горнблендит, биотит, кварцевый сланец, биотитово-анортитовые и другие породы. Типы коллекторов - поровый, трещиноватый и смешанный. Типами метаморфической нефтяной залежи являются залежи погребённого выступа и сбросово-глыбового погребённого выступа.
Исследование и разведка залежей трещиноватых аргиллитов проводится в Китае давно. В каждый период разведки Цзиянского бассейна открывались залежи трещиноватых аргиллитов, находящиеся во всех четырёх впадинах Цзиянского бассейна. Из-за того, что искать этот тип залежи трудно и их запасы незначительны, они здесь не обсуждаются.
Выводы
Из изложенного следует, что в Цзиянском бассейне выделяются различные типы скрытых залежей. После многолетней разведки и эксплуатации большая часть структурных залежей была хорошо изучена; при этом обводненность многих старых месторождений достигает 90% - 98%. Увеличение запасов и добычи нефти и газа тесно связано с увеличением извлечения нефти и газа из скрытых залежей. Однако, сложность их геологического строения затрудняет определение характеристик коллекторов и запасов залежей методами ГИС.
Задачу оценки ресурсов и запасов большинства скрытых залежей Шэнлиского месторождения методами ГИС можно рассматривать как проблему оценки сложнопостроенных коллекторов, включающую выделение коллекторов, определение их типов, коллекторских параметров и флюидонасыщенности.
Однако при изучении сложнопостроенных коллекторов возможности традиционных методов ГИС ограничены, что может привести к недооценке или пропуску продуктивных коллекторов в процессе интерпретации. Это обуславливает необходимость включения в комплекс ГИС новых высокоинформативных методов ЯМК и сканеров.
С другой стороны, разнообразие коллекторских характеристик пород разных типов скрытых залежей диктует необходимость оптимизации состава комплекса ГИС для конкретных геолого-технологических условий по информационным и экономическим соображениям. Для этого необходимо обобщить имеющуюся геолого-геофизическую информацию, провести классификацию сложных для оценки по ГИС коллекторов, выделить несколько типичных групп; обосновать типовые физико-геологические модели для каждой группы и выбрать соответствующий оптимальный состав комплекса ГИС.
Одной из самых трудных задач каротажной интерпретации является оценка сложнопостроенных коллекторов, затрудненная сильной неоднородностью и анизотропией. Прежде чем изучать сложнопостроенные коллекторы необходимо их классифицировать по литологическим особенностям, фильтрационно-ёмкостным характеристикам и по характеристикам ГИС, и построить физико-геологические модели (ФГМ) различных типов коллекторов. Всё это может позволить повысить точность интерпретации каротажных данных.
В результате комплексного анализа физико-геологической информации автором предложены следующие модели сложнопостроенных коллекторов Шэнлиского месторождения.
В Цзиянском бассейне считается, что удельное электрическое сопротивление нефтеносного коллектора, как правило, составляет 3-100 Омм. Низкое сопротивление нефтесодержащих коллекторов обусловлено такими факторами, как двойная пористая структура с развитой микропористостью, дополнительная проводимость глин, высокая солёность пластовой воды, переслаивание песчаников и глины, наличие зоны проникновения коллекторов. Низкоомные песчано-глинистые продуктивные коллекторы Цзиянского бассейна делятся на 4 типа по удельному электрическому сопротивлению:
1. Продуктивные нефтесодержащие коллекторы, имеющие очень низкое значение удельного электрического сопротивления
Нефтесодержащие коллекторы с сопротивлением меньше 3 Омм называются низкоомными коллекторами. Но в разных месторождениях самый низкий предел различен. Например, в Шэнлиском месторождении самое низкое сопротивление нефтесодержащих коллекторов составляет 1,4 Омм (Рис. 3.4). Сопротивление нефтесодержащих коллекторов Таримского бассейна обычно составляет 2-20 Омм; при этом сопротивление низкоомных коллекторов меньше 2 Омм, а самое никое сопротивление - 0,4 Омм.
Хотя абсолютное значение сопротивления коллекторов этого типа очень низкое, их индекс сопротивления (отношение сопротивления нефтеносного коллектора к сопротивлению водоносного коллектора) обычно больше 4.
2. Продуктивные нефтесодержащие нефтяные коллекторы с удельным электрическим сопротивлением низке, чем сопротивление вмещающихся пород (Рис. 3.4)
По сравнению с сопротивлением вмещающих пород (обычно они являются глинистыми породами) сопротивление нефтесодержащих коллекторов близко или ниже чем их сопротивление. Когда в разрезе отсутствует водоносный пласт, трудно определить тип флюидов в коллекторах.
3. Продуктивные нефтесодержащие коллекторы с удельным электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению водоносных пластов
Хотя абсолютное сопротивление этого типа коллекторов не очень низкое, их индекс сопротивления меньше 3, т.е. их сопротивление близко к сопротивлению ближайших водоносных пластов. Например, когда сопротивление нефтяных коллекторов одной скважины составляют 2-3,3 и 3,6-6 Омм соответственно, а сопротивление водоносных пластов- 1,8-2,6 и 3-3,5 Омм.
4. Тонкослоистые нефтесодержащие коллекторы (переслаивание глины и песчаника) низкого сопротивления
Песчано-глинистые нефтеносные коллекторы, имеющие значения сопротивлений, близкие к сопротивлению водоносных коллекторов
На многих месторождениях встречаются интервалы разрезов, в пределах которых концентрация пластовой воды в нефтеносных и водоносных коллекторах различна и имеет большой контраст. Это проводит к тому, что сопротивление нефтеносных коллекторов близко к сопротивлению водоносных коллекторов. Например, на рис. 3.6 сопротивление водоносных и нефтеносных коллекторов примерно 10 Омм, а коэффициент пористости около 15%.
После многолетней разработки и эксплуатации обводненность хорошо проницаемых коллекторов на некоторых старых месторождениях в Цзиянском бассейне достигает 90-27 98%. Режим обводнения залежей делится на две группы: обводнение пластовой водой и водой заводнения. С увеличением степени заводнения структура пород и свойства коллекторов изменяются, в связи с этим показания каротажных измерений также изменяются. Обводненные коллекторы отличаются от тех необводненных коллекторов следующими изменениями характеристик коллекторов.
1. Изменение петрографических характеристик
Экспериментами доказано, что после долговременного промывания водой содержание глины, заполняющей каналы песчаника или находящейся на поверхности зерен пород, уменьшается. Это приводит к увеличению коэффициента пористости и относительной проницаемости для воды, и значительному уменьшению относительной проницаемости для нефти.
2. Изменение показаний по ГИС (А). Изменение показаний ПС При заводнении пресной водой амплитуда ПС постепенно изменяется от отрицательной аномалии к положительной. Неоднородность коллекторов приводит к частичному обводнению и смещению базовой линии ПС. Режим смещения базовой линии включает три типа: (1) смещение верхней базовой линии (при обратном цикле седиментации); (2) смещение нижней базовой линии (при нормальном цикле седиментации); (3) уступообразное смещение базовой линии (при комплексном цикле седиментации). При обводнении соленой водой смещения базовой линии ПС не происходит, и амплитуда ПС уменьшается с уменьшением концентрации.
(Б). Изменение сопротивления
При обводнении соленой водой с увеличением водонасыщенности уменьшается сопротивление коллекторов. При обводнении пресной водой с увеличением водонасыщенности уменьшается сопротивление коллекторов до средней степени наводнения. После высокой степени обводнения сопротивление увеличивается.
(В). Изменение радиоактивности (ГК)
Радиоактивность обводненных коллекторов либо уменьшается, либо увеличивается. Уменьшение радиоактивности объясняется уменьшением содержания глины в результате промывания. А увеличение радиоактивности объясняется адсорбцией радиоактивных веществ на поверхности зерен пород при процессе заводнения. Такое явление обычно проявлялось в высокопористых и высокопроницаемых коллекторах.
(Г). Изменение интервального времени Обычно изменение интервального времени в пределах обводненных коллекторов очень мало. Однако вследствие того, что промывание приводит к уменьшению содержания глин в высокопористых и высокопроницаемых коллекторах, показание этого параметра АК увеличивается.
3. Классификация обводненных коллекторов
Слабо-обводненный коллектор Рис.3.8 Среднеобводненный коллектор (А). Слабо-обводненный коллектор {рис.3.7, скважина Н14-0). Базовая линия ПС имеет смещение, и амплитуда кривых микро-зонда уменьшается по сравнению амплитудой в неразрушенном коллекторе. Сопротивление его меньше эмпирического значения нефтеносного коллектора того же района.
(Б). Средне-обводненный коллектор {рис.3.8,скважина Н29-гОЗ). Базовая линия ПС имеет смещение, амплитуда кривых микро-зонда и сопротивление меньше чем у слабо-обводненного коллектора. Влажность средняя.
(В). Относительно сильно-обводненный коллектор (рис.3.9, скважина Н28-г5).. Его амплитуда ПС уменьшается, и амплитуда кривых микро-зонда и сопротивление меньше тех средне-обводенного коллектора. Влажность большая.
(Г). Сильно-обводненный коллектор (рис.3.10,скважина Н14-г0). Базовая линия ПС имеет смещение, амплитуда кривых микро-зонда уменьшается и показание АК увеличится. Коллектор имеет большое сопротивление (характер наводнения пресной водой). Влажность превышает 80%. =Ег г. А. -\B-fr - 1111 І /Нефть 3,3 Влвжносг 94.SS L 1Jс ( і { j (Ц). Ультра-сильно-обводненный коллектор (рис.3.11, скважина Н8-г6). Кривая ПС имеет малую амплитуду, и кривые микро-зонда имеют малую разность, показание АК увеличивается и сопротивление уменьшается. Влажность превышает 90%.
Песчаноконгломератные коллекторы „ тт , Рис.3.11 Ультра-сильно-обводненныЙ коллектор В Цзиянском бассейне широко развиты ґ г песчано-конгломератные коллекторы. Они обладают такими неблагоприятными характеристиками пород, как сложность состава и разность размера галек, разность сцементированных минералов и т.д.
: Плотный песчано-конгломератный коллектор
Коллекторы этого типа залегают на большой глубине (свыше 2500 м). В породах содержится большое количество известнякового цемента. Коэффициент пористости и проницаемости меньше 9% и 10мД соответственно. Сопротивление изменяется от 30 до 200 Омм. Показания АК, ГГК-П и ННК изменяются в пределах 60-70 мкс/фт, 2,5-2,61 г/см3, 5-14% соответственно. Кривая ПС почти не имеет аномалий, кривая ГК обладает очень малой амплитудой, По ним трудно выделить проницаемые коллекторы.
Породы этого типа коллекторов относятся к отложениям конуса выноса, которые представляют собой рыхлый песчаный конгломерат, содержащий глинисто-конгломератный песчаник или алевролит. Вязкость сырой нефти колеблется от нескольких тысяч до сотен тысяч па-с.
Обычно коллекторы имеют большую радиоактивность по ГК, причем кривая ГК практически не дифференцирована. Показания АК, ГГК-П и ННК изменяются в пределах 105-115 мкс/фт, 2,15-2,25г/см\ 30-35% соответственно, кривые АК, ГГК-П и ННК в интервалах хорошо совпадают. Сопротивление продуктивных коллекторов превышает 7 Омм. При условии пресного бурового раствора кривая ПС имеет отрицательную аномалию, кривые микро-зондов имеют среднюю величину и положительную разность. В условиях применения соленого бурового раствора кривые микро-зондов практически совпадают и кривая ПС не имеет аномалии.
Породами этого типа коллекторов являются конгломерат, песчаный и известняково-песчаный конгломерат, а также различные конгломератные песчаники. Гальки имеют сложный состав, низкую степень отсортированности и округления. Толщина отдельного коллектора обычно составляет несколько десятков метров.
Фильтрационно-емкостное пространство коллекторов включает в себя три типа: первичные и вторичные поры и микро-трещины. Коэффициенты пористости и проницаемости колеблются в больших пределах. Большинство коллекторов является низкопроницаемыми, а часть коллекторов - высокопористыми и высокопроницаемыми.
Обработка данных полевых измерений и модель интерпретации ЯМК
В поле полученный исходный сигнал ЯМК представляет собой последовательность эхо-сигналов. В результате обработки исходных данных можно получить распределение времени поперечной релаксации Тг и такие петрофизические параметры, как коэффициент проницаемости, пористости и др.
Распределение 7 - В пористых средах время релаксации Ъ пропорционально размеру пор. Наблюдаемое время затухания Ъ представляет собой сумму сигналов Тг, посылаемых протонами водорода из отдельных пор, релаксирующих независимо друг от друга. Распределение Тг графически отображает объем порового флюида, связанного с каждым из значений Тг, и, следовательно, объем, связанный с каждой из пор.
Не зависящая от литологии пористость. К традиционным исследованиям пористости в скважинах относятся пористость, определяемая по плотностному и акустическому каротажам и «нейтронная пористость». Три вида измерений нуждаются в корректировке за условия окружающей среды и подвержены влиянию литологии и пластовых флюидов. Получаемая пористость является общей и включает как извлекаемые флюиды, так и связанную воду в глинах и капиллярах.
Пористость, определяемая по данным ЯМК для всех типов приборов, не подвержена влиянию литологии, так как пористость, измеряемая, например, прибором MRIL-C включает в себя только извлекаемые флюиды и связанную воду в капиллярах. Пористость, измеряемая приборами MRIL-P и CMR-PLUS, включает извлекаемые флюиды, и связанную воду в глинах и капиллярах (см. Рис.3.6). Проницаемость - Возможно наиболее важной особенностью ядерно-магнитного каротажа является его способность регистрировать кривую проницаемости по разрезу в реальном времени. Потенциальные выгоды для нефтяных компаний представляются огромными. Определение коэффициента проницаемости позволяет прогнозировать дебиты и, следовательно, оптимизировать завершение бурения и интенсификации притоков, уменьшая при этом затраты на отбор керна и испытания скважин.
Для прибора CMR коэффициент проницаемости рассчитывается, исходя из эмпирических зависимостей между коэффициентом пористости по данным ЯМК и средними величинами времени релаксации Тг. Эти зависимости были разработаны по результатам измерений проницаемости для минерализованной пластовой воды и по данным ЯМК, полученным в лабораторных условиях на нескольких сотнях образцов керна. Обычно используется следующая формула [10]: ХщшГСЯшшХЬ (3-1), где Кпрлмя - коэффициент проницаемости, КПЙМК - коэффициент пористости по данным ЯМК, Tbieg- среднее логарифмическое распределения Тг, С - постоянная, обычно принимаемая равной 4,0 для песчаников и 0,1 - для карбонатов.
Для приборов MRIL-C и MRJL-P, такая эмпирическая зависимость получается в лабораторных условиях на основе исследования образцов керна[12].
Где: МРШ - эффективная пористость; MBVM - индекс свободного флюида; MBV1 -индекс связанного флюида; С - постоянная, обычно принимаемая величиной 10, или полученная из результатов измерения кернов при наличии кернов.
Индекс свободных флюидов. Значение индекса свободных флюидов определяется путем установления границы на кривой релаксации Ъ. Значения, превышающие граничное, указывают наличие крупных пор, способных удерживать флюиды и поэтому
Открытая пористость. Открытая пористость определяется путем установления граничных значений на кривой распределения Т2. Плошадь под частью кривой справа от граничных значений позволяет определять значение пористости свободных флюидов. Эта зона связана с крупными продуктивными порами в образце породы. Граничное значение было определено в лаборатории на большом количестве водо насыщенных образцов породы. Сначала проводилось измерение первоначального распределения Тг. Затем, чтобы смоделировать дренаж при типичных для коллекторов капиллярных давлениях, образцы подвергались центр и фугированию под давлением 7 атмосфер. Количество дренированного флюида равно открытой пористости, которая затем преобразована в соответствующую площадь под кривой распределения 1г. Эта затушеванная площадь справа и определяет граничные значения. Из сравнения распределений Т2 до и после центрифугирования вытекает справедливость данной методики. Граничное значение для песчаника 33 мс; для известняка 100 мс. проведено множество опытов над образцами горных пород [10]. Замеры распределений Тг на водонасыщенном керне были проведены в воздушной среде до и после центрифугирования с целью вытеснения подвижной воды.
Чтобы смоделировать капиллярное давление в коллекторе, перед началом центрифугирования распределение поперечной релаксации соответствовало полному распределению размеров пор. Представляется логичным предположить, что в процессе центрифугирования первыми должны будут высвободиться объемы крупных пор. Поэтому неудивительно, что поздние времена релаксации исчезли из замеров Тг(рис. 3.7).
На основе данных ЯМК, выполненного в скважинах Шэнлиского месторождения при наличии сложнопостроенньгх коллекторов, была получена новая информация, которая позволила решить ряд геолого-геофизических задач, не поддающиеся решению с помощью традиционных каротажных методов. К ним относятся выделение рыхлого и плотного песчано-конгломератных коллекторов; определение петрофизических параметров; качественное и количественное описание порового пространства; определение типа флюидов.
Автором проведен цикл исследований с целью петрофизического обоснования возможностей метода ЯМК при исследовании разрезов Шэнлиского месторождения. 3.3.1 Количественное определение структуры поровых каналов
Общеизвестно, что традиционным методом изучения поровой структуры является ртутная порометрия, основанная на теории капиллярного давления. Этот метод имеет экологические (ртуть ядовита), технологические (образцы керна разрушаются) и методические (отсутствует метод - аналог в комплексе ГИС) недостатки.
В связи с этим автор и его коллеги попытались количественно оценить поровую характеристику пород методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМ?) с использованием петрофизической калибровки по данным ртутной порометрии. На основе экспериментов на песчано-глинистых коллекторов Шэнлиского месторождения с учетом положений теории капиллярного давления и ЯМР была обоснована зависимость между ртутным капиллярным давлением и распределением времени поперечной релаксации Т2. Измерения методом ЯМК и традиционными методами были проведены на 14 кернах одной скважины. Полученные петрофизические параметры представлены в таблице 3.1.
Построение физико-геологических моделей для интерпретации даннных электрического и акустического сканеров
С конца девяностых годов XX столетия сканеры начали входить в коммерческое употребление. В настоящее время разработаны кабельные электрические сканеры нового поколения для проведения каротажа в скважинах, заполненных глинистым раствором-"Earth Imager" и "XRMI", или нефтяными буровыми растворами - "EARTH" и "OBLM", а также сканеры нового поколения для проведения каротажа в процессе бурения. В Китае применяются только кабельные электрические сканеры для проведения каротажа в скважинах, заполненных глинистым буровым раствором и акустические сканеры-"FMI/UBI" "Шлюмберже", "EMI/CAST" "Халибартон" и "STAR/CBIL" "Бейкер Хьюз", которые вошли в коммерческое употребление в середине 90-ых годов прошлого века. В малой степени применяется отечественный акустический телевизор. Физические основы Приборы сканеров делятся на две группы: пластовый микроэлектрический и акустический.
Пластовый микроэлектрический сканер измеряет микро-сопротивления пород стенки скважины кнопкообразными электрическими датчиками (микро-электродами), расположенными на рычагах в определённых рядах. При проведении измерений все рычаги тесно прижимаются к стенке; при этом регистрируются сила и напряжение электрического тока, отражающие изменение микро-сопротивления околоскважиных пород.
Акустический сканер имеет трансдукторы, сканирующие стенку скважины и регистрирующие изменения амплитуды и времени распространения поверхностных волн, которые отражают соответственно, изменения акустического импеданса пород и диаметра скважины.
Обработка каротажных данных пластового микроэлектрического и акустического сканеров и получаемая информация В исходные данные пластового микроэлектрического сканера входят: удельная микроэлектрическая проводимость; азимут референец-электрода; азимут и угол наклона скважины; кривые двух- или трёх рычажного каверномера; ускорение и напряжение; кривые для контроля качества данных. В исходные данные акустического сканера входят: время эхо-сигнала; амплитуда эхо-сигнала; азимут и угол наклона скважины.
С помощью рабочей станции проводится ряд процессов обработки исходных данных, измеряемых приборами пластового микроэлектрического сканера в поле, таких как коррекция ускорения, калибровка палитры, формирование изображения, которые позволяет получить цветные диаграммы (имиджи), отражающие изменение микросопротивления окружающих пластов.
Получаемые диаграммы делятся на два типа: статические и динамические. Статические диаграммы калибруются в единой палитре во всех интервалах скважины, чтобы отражать относительное измерение сопротивления во всех интервалах. Динамические диаграммы калибруются отдельной палитрой в интервале 0,5м. Целью калибровки является решение проблемы использования ограниченного набора цветов при наличии большого контраста сопротивлений во всех интервалах скважины. Динамическое изображение, отражающее малое изменение сопротивления в интервале 0,5м, позволяет выполнить детальный анализ пластов.
Изменение цветов изображения отражает изменение сопротивления, обусловленное изменениями литологии н состава пород вокруг скважины и такими геологическими структурами, как трещина, каверна, напластование и т.д.. Цвет изображения не зависит от фактических цветов пород.
Аналогично, данные, полученные акустическими сканерами, трансформируются на цветные изображения, отражающие изменение импеданса пород и диаметра ствола скважины с азимутом 360.
Построение геолого-геофизических моделей для интерпретапии данных электрических н акустических сканеров
Сравнение электрического и акустического сканеров с керном
Различные геологические объекты отличаются разными характеристиками на диаграммах (имиджах) пластового микроэлектрического и акустического сканеров, полученных после обработки исходных данных. Поэтому требуется построение моделей интерпретации для согласования геологических особенностей объектов с их электрическими и акустическими образами (имиджами). Сравнивая имиджи скважины с фотографиями керна (например на рис.4.1), автор построил несколько типичных моделей (эталонных имиджей) сканеров для определения литологии пород, выделения различных геологических объектов и т.д.
Классификация диаграмм (имиджей) сканеров
По своей световой яркости имиджи сканеров делятся на четыре модели: яркая, светлая, тёмная и пестрая. Обычно, породы с высоким сопротивлением отличаются яркой моделью, а породы с низким сопротивлением - тёмной моделью.
По форме имиджи сканеров могут разделяться на шесть моделей: массивная, полосовая, линейчатая, желобчатая, оспенная и комплексная.
По геологической значимости имиджи сканеров могут разделяться на две больших группы. Первая группа, имеющая геологическую значимость, включает в себя массивную, полосовую, линейчатую, желобчатую, оспенную модель и т.д. Вторая группа, не имеющая геологической значимости, включает в себя белую, косослойно-видную, волоконно-видную, пузырчатую, горизонтально-линейчатую и прямоугольную модели.
(1) Осадочные породы
Глинистые породы: Вследствие низкого сопротивления глинистые породы на диаграммах электрических сканеров характеризуются темным изображением, на которых часто проявляются горизонтальное и массивное напластования, структурные особенности и биологические помехи.
Песчаник на карте обычно отражается светлым или белым массивным изображением. Однако песчаник, образовавшийся в условиях мелководья, имеет на имиджах перекрестное напластование.
