Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современного методического обеспечения интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности терригенных пород и задачи исследований по теме диссертации 11
1.1 Особенности строения терригенных пород 11
1.2 Геологичекая и петрофизическая характеристика горизонта Ді Ромашкинского месторождения 15
1.3 Петрофизические характеристики пород горизонта Ді 20
1.4 Ограничения методики интерпретации данных ГИС 31
1.5 Задачи по теме диссертации 32
2 Разработка приципов определения по данным ГИС геологической неоднородности терригенной породы 34
2.1 Анализ критериев оценки неоднородности терригенных пород 34
2.2 Разработка принципов оценки геологической неоднородности терригенной породы 38
2.3 Обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей определение геологической неоднородности терригенной породы 43
3 Обоснование петрофизического обеспечения методики интерпретации данных ГИС 47
3.1 Общие положения 47
3.2 Обоснование системы петрофизических моделей 55
3.2.1 Модель электропроводности породы 55
3.2.2 Модель аномалии ПС 61
3.2.3 Модель естественной радиоактивности по ГК 64
3.2.4 Модель водородосодержания по нейтронному каротажу 69
3.2.5 Модель связанной воды 73
3.2.6 Модель абсолютной проницаемости пород 75
3.3 Разработка алгоритма определения геологических свойств пород горизонта Ді 76
4 Разработка методики интерпретации данных ГИС в разрезе горизонта Ді 81
4.1 Общее описание методики интерпретации данных ГИС 82
4.2 Этапы обработки данных ГИС по месторождению 83
4.3 Схема обработки данных ГИС по скважине 86
4.4 Формирование исходной информации по данным ГИС 89
4.5 Технология обработки данных ГИС по скважине в системе Gintel 94
4.6 Оценка достоверности интерпретации данных ГИС 95
5 Использование результатов интерпретации данных ГИС по разработанной методике для оценки геологической неоднородности горизонта д, 98
5.1 Анализ ранее выполненных исследований 98
5.2 Разработка методики выделения в толще горизонта Ді геологических тел с остаточным запасами нефти 100
5.3 Пример выделения нефтенасыщенных алевролитовых тел на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения 103
6 Заключение 107
7 Список литературы 109
- Геологичекая и петрофизическая характеристика горизонта Ді Ромашкинского месторождения
- Разработка принципов оценки геологической неоднородности терригенной породы
- Модель водородосодержания по нейтронному каротажу
- Технология обработки данных ГИС по скважине в системе Gintel
Введение к работе
Актуальность проблемы Терригенные отложения, вмещающие залежи углеводородов, в общем случае, характеризуются существенной геологической неоднородностью, обусловленной условиями их формирования [56]. Восстановление свойств таких пород по данным ГИС в настоящее время имеет решающее значение при проектировании оптимальных схем разработки месторождений нефти и газа в терригенных толщах.
Типичным представителем сложно построенных терригенных пород служат песчано-алеврито-глинистые отложения горизонта Ді Ромашкинского нефтяного месторождения, которые вмещают супергигантские по объему запасы нефти [28, 49]. Залежи углеводородов представляют собой многопластовые объекты малой толщины (1-15 м) с единой гидродинамической системой и эксплуатируются на поздней, четвертой, стадии разработки с использованием системы заводнения. Современный этап разработки Ромашкинского месторождения характеризуется снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности продукции до критических значений. Анализ геолого-промысловой информации свидетельствует о существенной неоднородности терригенных отложений девона по коллек-торским и фильтрационным свойствам как по вертикали, так и по площади [19, 26, 28, 33]. В этих условиях для повышения эффективности разработки месторождения [58, 59] стоит задача детального уточнения особенностей геологического строения девонских отложений, исследования его неоднородности и выделения на этой основе в разрезе геологических тел, способных содержать остаточную нефть, определения их текущей нефтенасыщен-ности, дифференциации остаточных запасов в толще по емкостным и фильтрационным свойствам, выработки оптимальных схем воздействия с целью максимального извлечения углеводородов из недр. Особую значимость в настоящий период имеет выделение в разрезе горизонта Ді и вовлечение в разработку слабо проницаемых коллекторов, которые имеют пониженную по-
ристость (13- 15 %), нефтенасыщенность (около 50 %), эффективную толщину (1-3 м), абсолютную проницаемость (до 20 мд) и содержат большие геологические запасы (около 600 млн. т.). По данным Р.С. Хисамова [59] доля таких коллекторов на отдельных площадях Ромашкинского месторождения доходит до 30 %, а залежи нефти, содержащиеся в них и являющиеся отдельными объектами разработки, приурочены к отдельным геологическим телам - линзам, прослоям и пластам, имеющим небольшое площадное распространение.
Использование высокоэффективных технологий для освоения Ромашкинского месторождения на современном этапе [58], по мнению автора диссертации, возможно, прежде всего, на основе применения методов углубленной переинтерпретации накопленных за весь период разбуривания месторождения данных ГИС, обеспечивающей восстановление структурно-минералогического строения терригенных отложений, оценку флюидальной модели пород и фильтрационных свойств по всем скважинам и комплексное трехмерное обобщение полученных данных.
В связи с этим терригенные девонские отложения горизонта Ді Ромашкинского месторождения могут служить в качестве естественного полигона для научного обоснования требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей более полное восстановление геологических характеристик терригенных пород.
Создание методики интерпретации, отвечающей описанным выше требованиям, для геологических условий девона Ромашкинского месторождения, с одной стороны, решает проблему создания информационной базы для повышения эффективности изучения этого комплекса пород, а с другой стороны, обеспечивает отработку подходов к научному обоснованию методики углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных кварцево-полевошпатовых отложениях.
Цель работы. Повышение детальности определения геологической неоднородности сложно построенных терригенных отложений на основе экс-
б периментального и теоретического обоснования петрофизического обеспечения методики углубленной интерпретации комплекса данных ГИС на примере горизонта Ді Ромашкинского месторождения. Основные задачи исследований.
Обобщение отечественных и зарубежных исследований по разработке петрофизического обеспечения методик интерпретации данных ГИС в терри-генных отложениях.
Теоретическое и экспериментальное обоснование системы петрофи-зических моделей интерпретации данных ГИС при восстановлении геологической неоднородности и флюидального насыщения терригенной толщи горизонта Ді Ромашкинского месторождения.
Разработка методики углубленной интерпретации данных ГИС в тер-ригенных отложениях Ромашкинского месторождения.
Обоснование методики исследования структурного строения терри-генных пород Ромашкинского месторождения по данным ГИС.
Защищаются следующие научные положения и результаты.
Базой создания методики углубленной интерпретации данных ГИС для восстановлении геологической неоднородности терригенных пород, подобных горизонту Ді Ромашкинского месторождения, служит более полный учет влияния размерности частиц, слагающих скелет породы, пористости и флюидального насыщения порового пространства на формирование физических свойств терригенных пород и отражение этих свойств в полях методов ГИС.
Предложенная система петрофизических моделей для комплекса ГИС, включающего электрометрию (УЭС), ПС, ГК, НТК и кавернометрию, достаточна для создания алгоритма определения фракционного состава, пористости, абсолютной проницаемости и флюидального насыщения кварцево-полевошпатовых терригенных пород горизонта Ді Ромашкинского месторождения.
3. Применение предложенной автором группы параметров, рассчитываемых по величинам содержания в разрезе, вскрытом отдельными скважинами в пределах всего горизонта Дь песчаной и алевритовой фракций, пористости, абсолютной проницаемости и нефтенасыщенности пород, а также системы критериев и способов обобщения данных по группе скважин в виде карт и трехмерных построений позволяет осуществить восстановление геологической неоднородности терригенной толщи в целом и выявить в ней геологические тела, потенциально содержащие остаточные запасы нефти.
Научная новизна.
На основе обобщения предыдущих работ и выполнения собственных теоретических и экспериментальных исследований, включая математическое моделирование петрофизических характеристик (фракционный состав скелета, пористость, доля связанной воды, абсолютная проницаемость) и электрических свойств пород на образцах кернов по площадям Ромашкинского месторождения, автором развито представление о модели и коллекторских свойствах терригенных пород горизонта Д1} доказана применимость системы петрофизических моделей УЭС, ПС, ГК, НК, Кв.св и Кпр, описывающих трехкомпонентнуїо песчано-алеврито-глинистую породу и используемых в методике ТАВС, обоснованы параметры настройки этих моделей для определения свойств изучаемого комплекса пород.
Разработан алгоритм интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе горизонта Ді содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости.
На основе применения данных о фракционном составе пород и установленной связи его с содержанием связанной воды в породе и ее абсолютной проницаемостью разработаны принципы более детальной классификации пород коллекторов. Выделены классы коллекторов с повышенным содержанием в скелете алевритового компонента, которые имеют пониженную про-
ницаемость и которые следует рассматривать как объекты, содержащие локальные остаточные запасы нефти в толще Ромашкинского месторождения.
4. Разработана методика выделения по данным интерпретации данных ГИС тел песчано-алевритовых коллекторов, потенциально содержащих остаточные запасы нефти.
Практическая ценность работы:
Обоснована система петрофизических моделей интерпретации данных ГИС, используемая для восстановлении геологической неоднородности и флюидального насыщения пород горизонта Ді.
Создана методика углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях Ромашкинского месторождения.
Разработанная методика реализована в Системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Gintel в форме адаптации методики ТАВС, внедрена в НГДУ Азнакаевнефть" и "Иркеннефть" ОАО "Татнефть" и применяется для обработки геолого-геофизической информации при решении задач разведки и разработки залежей нефти и газа.
Реализация результатов работы на производстве.
Полученные в ходе исследований результаты были использованы при создании методики интерпретации данных ГИС, обеспечивающей достоверную оценку структурно-минералогического строения и нефтенасыщенности продуктивных терригенных отложений горизонта Ді Ромашкинского месторождения.
Технология переинтерпретации данных ГИС применена при построении геологических моделей залежей нефти в терригенных девонских отложениях Азнакаевской, Карамалинской и Павловской площадей Ромашкинского месторождения. На текущий период по этой технологии обработано около 7000 скважин.
На основе анализа накопленного большого объема результатов интерпретации данных ГИС, проведения дополнительных промысловых исследований скважин и комплексного исследования новой геологической информа-
ции специалистами ОАО "Татнефть" (ТатНИПИнефть, НГДУ "Азнакаев-нефть") при участии B.C. Афанасьева, СВ. Афанасьева и автора диссертации была разработана уточненная классификация пород коллекторов пределах залегания горизонта Ді на Ромашкинском месторождении, направленная на оптимизацию процессов его разработки.
На основе применения новой классификации создана методика, обеспечивающая поиск в продуктивной части терригенного девона насыщенных нефтью песчано-алевритовых или алевритовых тел, которые не подверглись существенному обводнению и, таким образом, сохранили остаточные углеводороды.
Апробация работы. Результаты исследовательских работ, положенных в основу настоящей диссертационной работы, докладывались на международных конференциях: VII Международной конференции "Новые идеи в науках о земле, Москва, 2006, VIII Международной конференции "Новые идеи в науках о земле, Москва, 2009, на семинарах специалистов, выполняющих интерпретацию данных ГИС.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 4 в научных изданиях, определенных ВАК.
Результаты работ содержатся в 3-х отчетах по различным проектам, реализованным при участии автора, и которые хранятся в фондах ООО "Геоин-формационные технологии и системы" и организаций ОАО "Татнефть". Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем работы - 138 страниц текста, 30 рисунков, 13 таблиц. Список литературы содержит 69 наименований.
Диссертационная работа выполнена в период учебы в аспирантуре РГГРУ им. Серго Орджоникидзе (2005-2008 г.г.) и в процессе работы в ООО "Гео-информационные технологии и системы".
Автор выражает свою искреннюю признательность научному руководителю, д.т.н., профессору кафедры ССМ B.C. Афанасьеву и научному консультанту, к.т.н. СВ. Афанасьеву.
Большое влияние на направление и уровень исследований оказали декан геофизического факультета, к.т.н., профессор B.C. Зинченко, преподаватели кафедры ССМ РГГРУ им. Серго Орджоникидзе к.т.н., доцент В.Н. Орлов, к.г-м.н., доцент Н.М. Афонина, а также специалисты, с которыми автор имел плодотворные контакты - А.А. Антонович, к.т.н. О.С. Зиновьева, Е.С. Урю-пина, Д.Н. Ерофеев, Е.В. Рогожина. Автор выражает им свою признательность.
Геологичекая и петрофизическая характеристика горизонта Ді Ромашкинского месторождения
Скважины на Ромашкинском месторождении вскрывают девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Продуктивный нефтеносный горизонт Дь рассматриваемый в диссертации, приурочен к паший-скому горизонту (D3P) нижнефранского подъяруса нижнего девона.
На рис. 1.2 представлен геологический разрез горизонта Дь вскрытого в типичной скважине на территории Ромашкинского месторождения.
Верхняя граница продуктивного горизонта Ді установлена в подошве карбонатного репера "верхний известняк", а нижняя граница определяется по кровле глинисто-алевритовой пачки муллинского горизонта - репер "муллин-ские глины".
На рис. 1.3 показаны примеры литологических разрезов по группам соседних скважин, пробуренных на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения. Разрезы построены по результатам интерпретации данных ГИС по разработанной автором диссертации методике. Они демонстрируют существенную структурную неоднородность терригенных пород в разрезе. Выделяются тела песчаников, алевритистых песчаников, алевролитов, песча-но-глинистых алевролитов и глин. Общая толщина продуктивного горизонта ДІ изменяется от 30 до 40 м.
Нефтеносные девонские песчаники горизонта Ді Ромашкинского место-рожденя, а также подобные терригенные отложения ряда районов Волго-Уральской нефтегазоносной области образовались в условиях фаций дельтового типа и прибрежно-морских фаций. Это обуславливает сложность структурного строения пород, существенное изменение их фракционного состава.
В действующей в настоящее время системе пластового расчленения горизонт Ді на площадях Ромашкинского месторождения представляется разделенным на 8 пластов, которым присвоены следующие индексы сверху-вниз по разрезу: «а», «бі», «бг», «бз», «в», «п», «Гг+з», «Д» [49]. Такое расчленение положено в основу при исследовании неоднородности строения толщи, при расчете коэффициента ее расчлененности и лежит в основе схемы разработки месторождения [49, 58, 59].
Самым верхним в разрезе горизонта ДІ5 см. рис. 1.2, является пласт «а», залегающий под репером «верхний известняк», от которого он отделяется прослоем глин толщиной 0.5-3.0 м.
Пласт «а» имеет площадное распространение и представлен отдельными телами песчаников, которые имеют ограниченное латеральное распространение. Часто они связаны между собой лишь узкими полосами алевролитов. Пласт «а» имеет слияния с нижележащим пластом «бі» на различных участках месторождения.
В пласте «б» обычно выделяется до трех прослоев пород-коллекторов, имеющих шифры «бі», «62», «бз. Эти прослои разделены тонкими пропласт ками глинистых алевролитов или глин. Верхний прослой «бр) менее распространен, на отдельных участках месторождения. При наличии большого количества слияний возможно выделение единого прослоя «бі»+ «62». Пласт «б», в основном, имеет толщину равную 2-3 м, а при слиянии всех трех прослоев она составляет до 12-14 м. Слияния с коллекторами пласта «в» незначительны. По распространению пласты «бі» и «бг» характеризуются четким полосообразным залеганием в основном в центральной части месторождения и в форме линз на других его участках. Пласт «бз» развит в основном в виде линзообразных зон меридионального направления в центральной части месторождения.
Пласт «в» залегает между прослоями глин, верхняя из которых лучше выдержана в пространстве и является дополнительным репером «глина», а нижний - часто замещается глинистыми алевролитами. В интервале пласта обычно выделяется один прослой песчано-алевритовых пород толщиною 3-4 м. Для пласта «в» характерна изменчивая структурно-минералогическая характеристика, часты случаи замещения его алевролито-глинистыми породами. Прослои коллекторов пласта «в» часто имеют слияние с нижележащим пластом «Г] , с верхним пластом слияния пласта «в» весьма незначительны.
В пласте «г» выделяются прослои, разделенные глинистыми алевролитами, редко глинами. В одних разрезах они сливаются, в других прослеживаются на значительном расстоянии обособленно друг от друга. Для пласта характерно наличие многочисленных зон слияния отдельных прослоев и в этом случае монолитная толща коллектора может достигать толщины 10-12 м и более, хотя средняя толщина отдельных прослоев составляет 4-6 м. Более распространен объединяющий прослой «Г2+з» Отложения пачки пластов «г», представленные песчано-алевритовыми породами с хорошими коллекторскими свойствами, являются наиболее выдержанными и прослеживаются в большинстве разрезов. Они представляют высокопродуктивные терригенные тела.
Пласт «д» залегает в нижней зоне горизонта Ді. Он находится между довольно выдержанными по площади глинами муллинского горизонта и прослоем алеврито-глинистых пород, часто размытым, в результате чего пласт «д» нередко сливается с вышележащим пластом «г». Пласт «д» не имеет повсеместного распространения. Для тел коллекторов характерна линзовидная и полозообразная форма залегания. Площадное распространение коллекторов пласта «д» отмечается лишь на отдельных участках. В целом форма песчано-алевритовых тел неправильная, с извилистыми очертаниями и, видимо, в значительной мере предопределяется палеорельефом муллинского времени. Наиболее часто в пласте «д» выделяется один прослой средней толщиной 1.6-6 м, максимальной до 9 м. Иногда могут быть выделены два прослоя, при этом они представлены ухудшенными коллекторами. Затрудняют выделение пласта «д» многочисленные слияния с вышележащим пластом «г», эти участки могут быть представлены коллекторами толщиной до 20 и более метров.
Разработка принципов оценки геологической неоднородности терригенной породы
В соответствии с фундаментальными особенностями строения терри-генных пород их геологическая неоднородность выражается в значительной изменчивости структурно-минералогического состава частиц, слагающих скелет породы [48, 56]. Поэтому установление влияния этой неоднородности на формирование физических свойств горных пород и отражение этих свойств в полях методов ГИС служит научной основой разработки методики углубленной интерпретации данных каротажа.
Причина образования пород с изменяющимся спектром размеров частиц и ограниченным минеральным составом обоснована многими учеными мира Она кроется в условиях выветривания, переноса, осадконакопления и последующих преобразований первичного обломочного материала, формирующего структурный каркас породы.
Геологические тела разного фракционного состава, формирующие резервуары, в которых могут накапливаться углеводороды (песчаники, алевролиты и из смеси) имеют, как правило, существенно изменяющиеся толщины и ограниченное широтное распространение относительно выдержанных по толщине слоев, слияние отдельных слоев, разделение слоев прослоями и линзами переходных массивов пород преимущественно глинисто-алевритового состава и относительно чистых глин.
Различная степень отсортированности частиц пород отражает фациаль-ную обстановку осадконакопления. Таким образом, знание спектрального состава частиц, слагающих породу в каждой точке геологической среды, и установление закономерностей пространственного изменения фракционного и минерального (по фракциям) состава пород позволяет восстановить фаци-альную обстановку образования отложений и оконтурить геологические тела различного структурного состава.
В п. 1.3 уже отмечалось, что принятую в настоящее время для Ромаш-кинского месторождения систему расчленения разреза горизонта Ді на пласты "а", "бі+2", "б3"," в", "г" и "д" следует рассматривать как условную. Наиболее корректно следует толщу горизонта Ді рассматривать как совокупность отдельных геологических тел, имеющих разный фракционный состав. В этом случае для выделения в толще горизонта Ді на площадях Ромашкин-ского месторождения тел различных литологических типов необходимо: 1. При интерпретации данных ГИС в интервале разреза горизонта Д! в каждой скважине непрерывно по слоям разреза с шагом 0.2 м: а) определить структурно-минералогическую модель пород в составе: - содержание песчаной фракции Кпес с размером частиц 0.1 мм; - содержание алевритовой фракции Ка1 с размером частиц 0.1-0.01 мм; - содержание глинистой фракции К с размером частиц 0.01 мм; - коэффициент полной пористости Кп; б) оценить флюидальную модель порового пространства в составе: - объемная доля связанной воды Квсв\ - объемная доля подвижной воды Квп\ - объемная доля нефти Кп\ в) рассчитать коэффициент абсолютной проницаемости. 2. По данным фракционного состава в каждом слое определить литотип породы на основе применения критериев, которые перечислены в табл. 2.1. 3. Объединением отдельных слоев по совпадению кодов литотипов, см. табл. 2.1, выделить в разрезах скважин интервалы пересечения скважинами тел разных литотипов. 4. На основе анализа закономерностей изменения последовательностей смены литотипов пород снизу вверх по разрезу в соответствии с табл. 2.2, составленной автором диссертации на основе обобщения данных по литологи ческому макроописанию кернов, извлеченных из скважин Ромашкинского месторождения, а также обобщения опубликованных данных о геологическом строении терригенного девона на территории Татарстана и Волго-Уральской провинции, а также других опубликованных работ [2, 6, 10, 15, 19, 26, 28, 30, 33, 47, 48, 49, 50, 57, 58, 59, 61], в разрезах отдельных скважин выделить следующие типы осадконакопления: - циклы осадконакопления - трансгрессии и регрессии разного порядка; - перерывы в осадконакоплении или размывы. Для более корректного выделения границ перечисленных выше элементов анализ более корректно выполнять по прослоям. Для этого удобно использовать графические отображения объемных моделей пород, примеры которых приведены на рис. 1.1, 1.2, 1.3. 5. На основе обобщения данных, полученных на предыдущих этапах 1-4, по отдельным интервалам (литотипам пород) в скважинах и по скважинам в пределах всего горизонта Ді в целом, или в пределах принятых пластов "а", "бі+г", "б3"," в", "г" и "д" на площадях Ромашкинского месторождения, с применением первичных и вторичных критериев, описанных выше, выделить границы отдельных геологических тел, характеризующихся однородными фациальными условиями осадконакопления: - пластов, имеющих большое площадное распространение на территории месторождения; - линз, представляющих различные фациальные образования (баров, береговых линий и пр.); - тел русел или рукавов палеодельт. Реализацию этапа 5 удобно выполнять на литологических разрезах, построенных по совокупностям соседних скважин. Примеры таких разрезов показаны на рис. 1.2.
Модель водородосодержания по нейтронному каротажу
В разработанной автором методике для оценки свойств пород по скважинам Ромашкинского месторождения используется кривая водородосодержания, определяемая по данным НТК. Для интерпретации этой кривой применяется петрофизическая модель водородосодержания, разработанная B.C. Афанасьевым и СВ. Афанасьевым [7]. Автором диссертации выполнены исследования по обоснованию применимости этой модели в условиях терри-генного девона Ромашкинского месторождения.
Петрофизическая модель водородосодержания сот, V/V записываются следующей формулой: где о)ж - водородосодержание флюида внутри порового пространства породы, о)ж = 1; соска - водородосодержание структурного каркаса породы для условия максимального влияния адсорбционной деформации. Для горизонта Ді coCka=0.7; в - коэффициент, определяющий фактические адсорбционные характеристики структурного каркаса породы, изменяющийся в диапазоне от О до 1 и рассчитываемый по параметрам пласта - К„, Кв, Q,„ минерализации пластовой воды Св, моль/л, по формуле 0
факт, что кривая НТК зарегистрирована при литологии "известняк" и, соответственно, кривая водородосодержания соответствует этой литологии.
На рис. 3.10 в качестве примеров показано графическое отображение петрофизической модели водородосодержания в интервале горизонта Ді по скв. 7_Х Павловской площади, в которой был отобран представительный керн, а также по скважинам ряда других площадей Ромашкинского месторождения, в которых отобран и исследован керн.
На графики нанесены теоретические кривые Кп = f{com,QCK), рассчитанные по модели (3.14) для разных значений электрического заряда поровых каналов QCK, моль/г: 0 - электрически нейтральная порода (черная линия), 0.01 - синяя линия, 0.1 - заряд на уровне каолинита (зеленая линия), 0.3 - заряд на уровне гидрослюд (коричневая линия) и 1 моль/г - заряд на уровне монтмориллонита (фиолетовая линия, это предельная величина заряда). Расчеты выполнены для минерализации пластовой воды Св=100 г/л.
Красные точки, соответствующие глинам, расположены преимущественно вблизи линии гидрослюд, что соответствует минералогии глин в разрезе. Прослои, соответствующие песчаникам и алевролитам имеют заряд, меньший уровня заряда каолинита.
Графики объясняют причину, почему показания на кривых нейтронного каротажа (водородосодержание) для песчаников, алевролитов и глин имеют соизмеримые показания и без учета величины электрического заряда поровых каналов Qn, определяющего изменения водородосодержания скелета породы при известной минерализации пластовой воды, невозможно установить истинную стохастическую связь пористости и показаний этих методов ГИС. Эта связь должна учитывать зависимость пористости от НК как функцию величин Кп, QCK) минерализации пластовой воды Св и текущей водонасыщенно-сти промытой зоны (зоны проникновения). На зависимости Кп = f(com,QCK), см. рис. 3.10, прямая черная линия отсекает на оси абсцисс отрицательную величину поправки за литологию "песчаник" сотт = -0.04. Эта поправка принята для горизонта Ді.
Ключевым вопросом изучения неоднородности сложно построенных терригенных пород горизонта Ді Ромашкинского месторождения является определение в них доли связанной воды Квхв. Этот параметр контролирует предельное нефтенасыщение и гидродинамические характеристики пород. Он используется в модели абсолютной проницаемости.
Объем связанной воды Квхв в пласте коллекторе состоит из двух компонентов: Квхв=Квхвэл+ Квсв..м , где Квхвэ:1 - адсорбционная составляющая, определяющая долю жестко связанной воды и, частично, рыхло связанной воды, Кв.св..м - молекулярно (капиллярно) связанная вода.
На основе исследования кернов модель для определения Квхв можно разработать только для полностью водонасыщенных терригенных пород. Обычно для этого строятся стохастические связи Квхв=/{Кп) и Kece=J{Knp). Такие зависимости имеют большой разброс точек и поэтому оценка величины Квсв по этим связям недостоверна.
Модель связанной воды, которая была применена при интерпретации данных ГИС по Ромашкинскому месторождению, записывается следующей формулой
Технология обработки данных ГИС по скважине в системе Gintel
Технология обработки данных ГИС по каждой скважине в системе Gintel включает следующие этапы: 1. Ввод данных ГИС из LAS файлов. 2. Ввод и обработка данных инклинометрии. 3. Ввод результатов испытаний скважины. 4. Ввод данных по керну. 5. Анализ качества исходных данных каротажа, выполнение увязки кривых ГИС по глубине в отдельных скважинах. 6. Предварительная обработка данных ГИС: проведение линии глин на кривой ПС с учетом возможного обводнения разреза; определение показаний для кривых ПС и ГК против опорных пластов; составление параметров обработки по горизонту Д1 (зоне в системе Gintel); обработка комплекса кривых электрометрии с целью определения кривой УЭС породы и зоны проникновения по комплексу кривых ИК, БК, ПЗ, кавернометрии (KB) или БКЗ и KB (в старых скважинах); выполнение обработки комплекса кривых НТК, ГК и KB и расчет кривой водородосодержания сот. При расчетах применяется палетка, соответствующая аппаратуре, а в разрезе скважины выбираются опорные пласты, против которых определяются показания кривой НКГ и диаметр скважины по KB, принимаются значения водородосодержания, это мулинские глины и реперный пласт "верхний известняк"; 7. Обработка данных ГИС по методике ТАВС по алгоритму, рассмот ренному в п. 3.5. Как правило, при обработке данных ГИС по скважине реа лизуется несколько итераций расчетов с оперативным анализом результатов оценки свойств пород в разрезе и возможным последующим уточнением па раметров опорных пластов и других параметров на каждом шаге вычислений. 8. Окончательный анализ результатов обработки данных ГИС по сква жине: построение графиков сопоставления между рассчитанными параметрами свойств породы, данными ГИС и керна; статистический анализ параметров пород в разрезе скважины и выделенных пластов коллекторов; сопоставление геологического разреза по обрабатываемой скважине с аналогичными геологическими разрезами по соседним скважинам. 9. Формирование таблицы заключения по пластам коллекторам и гра фического планшета с данными ГИС и геологическими характеристиками.
Важным этапом интерпретации данных ГИС по скважинам является оценка достоверности определенных геологических свойств пород. В методике ТАВС эта задача решается следующими способами: 1. Расчет теоретических кривых удельного электрического сопротивления (УЭС) рпт и аномалий ПС AUnCm при 100 % водонасыщенности породы, теоретических кривых показаний АК Мт, водородосодержания атт по ННК (НТК, ІЖТ), объемной плотности 5пт (ГГК) при фактической водонасыщенности пород в разрезе и сравнение теоретических кривых с зарегистрированными в скважине кривыми ГИС. 2. Построение стохастических связей между рассчитанными параметрами по отдельным или группам скважин и сравнение этих связей с аналогичными, построенными по данным керна, например, связи Квсв=/(Кп), 3. Анализ кривых статистического распределения коэффициентов по ристости Кп, нефтенасыщенности Ки, абсолютной проницаемости Кпр и сравнение их с аналогичными кривыми, построенными по представительным данным керна. Анализ графиков сопоставления этих параметров между собой и с толщиной нефтегазонасыщенных h„ и водонасыщенных Ив прослоев. 4. Прямое сопоставление рассчитанных по слоям или прослоям значений пористости, доли связанной воды и абсолютной проницаемости и сравнение этих данных с осредненными данными по керну, отобранному из интервалов прослоев. В методике ТАВС применяется также удобный способ "быстрого" анализа достоверности вычислений - совмещение на планшете рассчитанных по слоям кривых свойств пород (обычно пористости, доли связанной воды, абсолютной проницаемости) с данными индивидуальных определений этих параметров на всей коллекции отобранных кернов (без осреднения значений по керну). Такое сопоставление позволяет: а) выявить неоднородность пород коллекторов в изучаемом разрезе по керну и б) установить, как эта неоднородность восстанавливается по данным ГИС при применении выбранного комплекса данных ГИС, пакета петрофи-зических связей и методики интерпретации данных ГИС.
На планшет также выносятся результаты испытаний, а также кривые накопленной добычи флюидов и обводнения продукции за весь период эксплуатации скважины. На рис. 3.9 и 3.15 показаны примеры таких планшетов. К настоящему времени по методике ТАВС с использованием алгоритма, обоснованного в диссертационной работе, обработано более 7000 скважин по ряду площадей Ромашкинского месторождения. Обработка выполнялась специалистами ООО "Геоинформационные технологии и системы", а также сотрудниками подразделений ОАО "Татнефть", которым были передана система Gintel. В процессе массовой интерпретации материалов каротажа по скважинам были получены объективные данные, свидетельствующие о высокой достоверности разработанного автором диссертации алгоритма обработки данных ГИС. Определенные в результате обработки данных ГИС по методике ТАВС геологические параметры пород были использованы при построении структурно-минералогических разрезов исследуемой толщи и оценки параметров пород коллекторов, при изучении неоднородности пород горизонта Ді и при решении целого ряда геологических задач текущей разработки Ромашкинского месторождения.
