Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ эффективности использования каротажа при выявлении продуктивных пластов в полимиктовнх от ложениях Западной Сибири
1.1. Геолого-геофизическая характеристика разреза
1.2. Анализ эффективности использования каротажа при выделении нефтегазонасыщенных коллекторов .
2. Исследование закономерностей изменения физических свойств полимиктовнх коллекторов по разрезу Западной Сибири 28
2.1. Обоснование разделения полимиктовнх пород-коллекторов на литологические шипы
2.2. Определение значений параметров, разграшічивающих диалогические типы полимиктовнх пород-коллекторов
2.3. Установление общих закономерностей изменения пара метров полимиктовнх пород-коллекторов 52
3. Методика выделения продуктивных коллекторов в глинистых полимиктовнх отложениях Западной Сибири ..
3.1. Определение глинистости полимиктовнх коллекторов.
3.2. Определение коэффициента пористости полишктовых коллекторов 63
3.3. Методика оценки насыщения глинистых полимиктовнх коллекторов
3.4. Применение повторного каротажа для выделения про дуктивных коллекторов в глинистых полимиктовнх отложениях
4. Опробование разработанной методики выделения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири ... 90
4.1. Оценка достоверности определения параметров полимикто-вых коллекторов по данным каротажа 90
4.2. Сравнение эффективностей разработанной методики и методики, применяемой в Главтюменьгеологии ^
4.3. Расчет экономического эффекта от внедрения разработанной методики изучения глинистых полимиктовых коллекторов на предприятиях Главтюменьгеологии №
Заключение
Литература
- Анализ эффективности использования каротажа при выделении нефтегазонасыщенных коллекторов
- Определение значений параметров, разграшічивающих диалогические типы полимиктовнх пород-коллекторов
- Определение коэффициента пористости полишктовых коллекторов
- Сравнение эффективностей разработанной методики и методики, применяемой в Главтюменьгеологии
Введение к работе
Постановлениями ЦК КПСС и Совета Министров СССР в X и последующих пятилетках предусматривается значительное увеличение объёмов нефтегазопоискошх работ в Западной Сибири, Для обеспечения прироста запасов и темпов добычи необходимо постоянно повышать эффективность геологоразведочных работ. Важную роль при решении этой задачи имеют промыслово-геофизические методы выделения нефтегазонасыщеншх пород. Эти методы, разработанные на основе исследований в Советском Союзе и за рубежом, широко используются в производственной практике и их применение в значитель -ной мере содействует поиску и освоению месторождений нефти и газа.
Повышению эффективности выявления залежей углеводородов в полимиктовых отложениях Западной Сибири способствовали работы по усовершенствованию техники и методики каротажа, выполненные Ба-синымЯ.Н., Кузнецовым О.Л., Нелепченко О.М., Петросяном II.Г., Плюсниным М.И., Таккандом В.К. и др., а также усовершенствование методики интерпретации проводимое Ирбэ Н.А.Кудрявцевым B.C., Леонтьевым К'.И. и др. Однако, на поисковом этапе и начальной стадии разведки при отсутствии привязки данных каротажа к керно-
вым эффективность выявления нефтегазонасыщенных пластов относительно низкая и находится на уровне 72$. Трудности усугубляются широким диапазоном изменения параметров полимиктовых коллекторов, обусловленным их глинизацией и уплотнением с глубиной. Эти два фактора, влияющие на коллекторские свойства полимиктовых пород, не взаимоувязаны между собой, что не позволяет эффективно использовать имеющиеся результаты исследований керна при оперативной интерпретации данных каротажа. Поэтому основные исследования автора были направлены на изучение основных закономерностей
изменения коллекторских свойств полимиктовых отложений на разных глубинах и разработку на этой основе более совершенной методики применения данных каротажа для выделения яефтегазонасы-щенных пластов в терригенном полимиктовом разрезе на примере Западной Сибири. Основные задачи исследований включают:
- анализ причин снижения эффективности каротажа при выделении
нефтегазонасыщенных пластов в полимиктовых отложениях Западной Сибири;
исследование основных закономерностей изменения коллекторских свойств полимиктовых отложений на разных'глубинах;
разработку модели продуктивных полимиктовых коллекторов применительно к задаче выделения их по данным каротажа;
разработку методики интерпретации данных каротажа для более эффективного выделения нефтегазонасыщенных пластов;
усовершенствование методики промыслово-геофизических исследований поисковых и разведочных скважин для повышения эффективности выделения нефгeraзонасыщенных пластов в полимиктовом разрезе.
Решение вышеназванных задач базировалось на имеющихся фундаментальных исследованиях ведущих учёных и специалистов в области геофизических исследований скважин и петрофизики:Аксельрода С.М.,Алъпина Я.М.,Бродского П.А.,Вендельштейна Б.Ю.,Дахнова В.Н.,
Добрынина В.М., Запорожца В.М.,Иванкина В.П., Итенберта С.С., Каруса Е.З., Кобрановой В.Н.,Комарова С.Г.Дузнецова О.Л.,Петро-сяна Л.Г. ,Плюснина Ы,К., Сохранова П.Н.Данина А.А., Шимелеви-ча Ю.С. и др.
3 основу диссертационной работы положены экспериментальные и теоретические исследования автора в процессе проведения тематических работ по геофизическим исследованиям скважин в Гяавтю-
меньгеологии (І966-І978г.г.) и в процессе обучения в заочной аспирантуре ШИИЯГГ (1974-1978г.г.). Выполнение детальных исследований петрофизической характеристики полимиктовых коллекторов для всех основных нефтегазоносных комплексов в отложениях мелового возраста Западной Сибири позволило разработать методику использования геолого-геофизической информации при оперативной интерпретации данных каротажа. Новизна этой работы состоит в том, что:
изучены петрофизические характеристики и. связи полигликто -вых пород-коллекторов, позволивше установить наличие,в разрезе Западной Сибири трех литологических типов;
установлено, что дифференциация параметров по литотипам
сохраняется с глубиной их погружения;
- построена модель полимиктового разреза Западной Сибири и
разработала на её основе методика комплексной интерпретации
геолого-геофизических данных.
Полученная в результате исследований информация положена в основу методики выделения продуктивных коллекторов и опенки их параметров. Для комплексной интерпретации данных каротажа используются петрофизические связи и графики параметр-глубина, построенные с разделением полишктовых коллекторов на три литотипа.На этой основе разработаны методики определения глинистости по ПС и ГК, пористости по НК и АК, характера насыщения по Рн и Кн по-лимиктовых коллекторов. Достоверность заключений о нефтенасыщен-ности пластов по объектам поиска и разведки в Западной Сибири по этой методике получена на уровне 86% против 72$ с использованием ранее применяемой. Основные положения этой методики включены в методическое руководство по выделению продуктивных коллекторов в полишктовых отложениях, которое опробовано с
положительным эффектом в производственных организациях Главтго-меньгеологии.
Основные положения диссертационной работы докладывались на УШ Всесоюзной геофизической конференций (г.Тюмень, декабрь 1976г.) и на зональной научно-практической конференции (г.Тюыень, июнь 1979г.),. на семинарах геофизической секции НТС Главтюмень-геологии (1976., 1978,1979г.г.), на семинарах отдела П л на секции Ученого Совета ВНИЖГТ, По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ, в том числе одна монография.
Диссертация состоит из введения, заключения, 4 глав текста. Результаты исследований изложены на 119 машинописных стр.и проиллюстрированы 17 рисунками. 3 диссертации имеется 17 таблиц,
3 приложения, библиография 93 найменований.
При выполнении исследовании автор пользовался научными консультациями и советами Ф.К.Салманова, Л.Г.Цибулина, А.Г.Юдина, З.И.Такканда, Н.А.Пих, Ф.К.Федорпова (Главтюменьгеология), Я.Н.Васина, О.Л.Кузнецова, В.Д.Неретина, Л.Г.Петросяна, Ю.С.Ши-мелевича (ВНІІИЯГГ), Н.И.Сохранова (ВНЖеос&зика) ,М.ИЛ1люсиина (МГРИ),М.Г.Латышевой (МИНХ и ГП), А.В.Ручкина (ЗНШЇГИС) ,Н.А.Ир-бэ, О.Н.Нелепченко, В.О.Кудрявцева (ЗапСиоВНШГеофизика), Г.С.Кузненова (ТИИ).
Всем перечисленным лицам автор выражает глубокую благодарность за оказанную помощь в работе. Особую признательность автор выражает научному руководителю, доктору технических наук, профессору В.М.Запорожцу, доктору технических наук Л.Б.Берману и кандидату технических наук В.С.Нейману.
Анализ эффективности использования каротажа при выделении нефтегазонасыщенных коллекторов
В общем объёме получаемой геолого-геофизической информации данные каротажа имеют большое значение при выявлении нефтегазонасыщенных пластов / 13,20,34,38/.
Ошибочные заключения по данным каротажа при выделении коллекторов в разрезе скважин и оценке их характера насыщенности могут привести к пропуску залежей или к ненужным испытаниям большого количества водоносных пластов, что ухудшает общие экономические показатели геологоразведочных работ. Эффективность каротажа при выделении нефтегазонасыщенных коллекторов в разрезе Западной Сибири С в районе работ Главтюменьгеологии) находится на уровне 60-70$ /55/. Этот показатель относительно низкий и требуется выявить основные причины снижения эффективности каротажа для усовершенствования ме
Диапазоны изменения параметров подимиктовых пород--коллекторов Западной Сибири по данным каротака
Примечание: вышеперечисленные параметры используются для литологического расчленения разреза,выделения коллекторов и оценки их характера насыщенности, тодики его применения. Существующая в Гяавтюменьгеодогии методика состоит из следующих основных этапов: литологияеского расчленения разреза, геолого-геофизической корреляции разреза,выделения коллекторов и оценки характера их насыщенности» Рассмотрим более подробно эффективность каротажа на каждом из этих этапов.
.Цитологическое расчленив разреза Геологический разрез осадочного чехла Западно-Сибирской равнины представлен, в основном, чередованием глин, полимиктовых коллекторов и плотных прослоев, которые уверенно выделяются по данным каротажа / 34,55/.
Глины и глинистые покрышки выделяются, по сравнению с окружающими породами, максимальными значениями диффузионно-адсорбционных потенциалов (линия глин), естественной радиоактивности, водородосодержания, затухания амплитуды акустической волны и пониженными значениями УЭС и скорости акустической волны. Глины с лучшими экранирующими свойствами, которые являются покрышками основных нефтегазоносных комплексов, имеют самые низкие удельные сопротивления и максимальные каверны по кавернограмме ( d с 0,3-0,4 м). Региональные глинистые покрышки прослеживаются по общим геолого-геофизическим корреляционным схемам и юс мощность обычно больше 10 м. А локальные глинистые покрышки, прослеживаемые только по изучаемой площади, могут быть меньшей мощности.
Плотные прослои - неколлекторы по сравнению с окружающими породами выделяются повышением УЭС, особенно четко по БМК, МКЗ, ЕК и подтверждаются низким водородосодержанием и повышением скорости акустических волн. Мощность плотных прослоев обычно не превышает 2 метра, но они могут быть существенной помехой при интерпретации данных электрического каротажа.
Полимиктовые коллекторы по сравнению с окружающими породами выделяются: отрицательными аномалиями ПС, по наличию приращения на показаниях МКЗ, уменьшением естественной радиоактивности, во-дородосодержанием средним между глинами и плотными прослоями, меньшим затуханием акустической волны, повышенным удельным сопротивлением по установкам электрического каротажа небольшой глубинности по сравнению с окружающими глинами за счёт повышающего проникновения фильтрата в прискважинную зону и по наличию глинистой корки на кавернограмме. Коллекторы также выделяются по нали -чию приращений на повторных замерах по эффекту формирования или расформирования зоны проникновения. В изучаемом интервале коллекторы с лучшими свойствами обычно выделяются максимальными отрицательными аномалиями ПС и минимальной естественной радиоактивностью по ПС. Качественную оценку коллекторских свойств изучаемого пласта пос пс ид гк можно получить сравнением только с окружающими породами, так как при больших интервалах глубин значительно влияет эффект уплотнения с глубиной погружения.
Геолого-геофизическая корреляция разреза. Геолого-геофизическая корреляция разрезов Западной Сибири используется для районирования территории по сходным характеристикам,для прослеживания региональных глин-покрышек, а также для локализации в разрезе скважин перспективных на нефтегазонасыщен-ность горизонтов и пластов по подобию уже известных залежей. Районированием территории учитывается мощность осадочного чехла, геологический возраст отложений, минерализация пластовых вод /34/. Прослеживание региональных глин-покрышек и локализация перспективных интервалов облегчает обработку данных каротажа ( сводит до минимума число интерпретируемых пластов) и исключает пропуск крупных залежей углеводородов. Имеющиеся случаи пропуска залежей, в основном, обусловлены локальными глинистыми покрышками небольшой мощности и приурочены к средним или мелким месторождениям /55/. К настоящему времени на территории Западной Сибири выделено 18 типов разрезов и геолого-геофизическая корреляция успешно применяется при поиске новых нефтяных и газовых залежей. При выходе на новые поисковые районы требуется привязка разреза к уже известным типам или составление новых типов разрезов,т е, гео-лого-геофизическая корреляция совершенствуется, в основном, с появлением новой информации за счёт вскрытия новых разрезов.
Определение значений параметров, разграшічивающих диалогические типы полимиктовнх пород-коллекторов
С этой целью были исследованы графики сопоставлений значений параметров, определенных по керну (керн-керн), по геофизическим данным и керну (геофизика-керн) и только по данным геофизики (геофизика-геоіразика) на примере пластов ABj s то Самотлора и ПКр 2 уРенгя, охватывающих интервалы глубин основных продуктивных толщ мелового возраста. При этом использованы данные массовых определений Кп, Кпр, Кгл,Кво, характеризующие кодлекторские свойства полимиктовых пород. Для всех сопоставлений использован один и тот же массив пластовых пересечений (более 2000). Детальный ход исследований рассмотрен только на примере пластов ABj c Самтлора, а по остальным пластам приведены только конечные результаты.
Сопоставления керн-керн Сопоставление коэффициентов проницаемости и остаточной водо-насыщенности показано на рис. 2.2. Существование связи между этими параметрами впервые теоретически показал Л.СЛейбензон (1947). Экспериментально это было подтверждено А,А,Ханиным(1958г.). При этом было выяснено, что увеличению содержания остаточной воды соответствует уменьшение живого сечения фильтрующих пор и уменьшение проницаемости. Это наблюдается и для полимиктовых код-лекторов пласта АВт_5 Самотлора (рис.2.2). Однако, интенсивность снижения проницаемости с увеличением остаточной воды не одинакова во всем диапазоне изменения этих параметров. Как видно, на рис,2.2 имеются три участка с различными соотношениями коэффициентов проницаемости и остаточной водонасыщенности, Крайние участки характеризуются более сильным снижением проницаемости с увеличением остаточной воды, чем средний. Поэтому зависимость Кпр = + (Кво) не является линейной, а описывается кубическим уравнением: 1 Кпр= = -27,4 (Кво-0,5) - 3,ЗКво +3,3, которое дает две точки переги ба на линии регрессии. Зтим точкам соответствует: Кво = 0,33; Кпр = 150 мд и Кво = 0,66; Кпр = 8 мд. Точно такие же значения Кво и Кпр получаются по точкам пересечения прямых линий, рассчитанных для трех участков уравнениями прямых (рис.2,2). Таким образом, на графике зависимости Кпр = I (Кво) выделяются три участка различной взаимосвязи. Они соответствуют дитологическим типам полимиктовых коллекторов со следующими граничными значениями параметров : I тип - Кпр 150 мд; Кво 0,33 П тип - 150 Кпр 8 мд; 0,33 Кво 0,66 I тип - Кпр 8 мд; Кво5 0,66 Аналогичные сопоставления коэффициента остаточной водонасы-ценности с открытой пористостью, а также проницаемости с глинистостью также показывают наличие трех участков с различной взаимосвязью параметров (рис.2.2). Следует отметить, что полученные граничные значения одноименных параметров на всех графиках сопоставлений имеют практически одинаковые величины. Это, по-видимому, является указанием на достоверность определения граничных значений параметров между диалогическими типами коллекторов.
В этой же последовательности, как и для пластов ABj_g Самот-лора, были выполнены исследования для пластов EBg ,„ Самотяора и ПК]-, ЕУ- - Уренгоя. Для этих пластов также получены граничные значения параметров трех типов коллекторов, которые приведены в сводной таблице 2.2. Как видно из таблицы 2.2, наиболее устойчивая граница имеется только по остаточной воде, а граничные и средние значения проницаемости и пористости сдвигаются в сторону уменьшения этих параметров по мере увеличения глубины их погружения.
Проверка соответствия трех выделенных типов литологическим типам полимиктовых коллекторов выполнена сопоставлением каждого из них с фракционным составом скелета (таблица 2,3). С этой целью фракционный состав скелета был разделен на три основные группы: песчаную ( 0,Г), алевритовую (0,1-0,ОГ) и глинистую ( 0,GI). Как видно из таблицы 2.3 для I типа коллекторов преобладает пес чаная фракция, что свидетельствует о принадлежности его к песча никам. Для П типа коллекторов преобладает алевритовая фракция, и он соответствует тонкозернистым песчаникам и алевролитам (сокра щенно алевролиты). А III тип представлен, в основном, алевритовой и глинистой фракциями, поэтому его можно отнести к глинистым алевролитам.
Определение коэффициента пористости полишктовых коллекторов
Рассмотрим способы определения коэффициента пористости по нейтронному, акустическому л электрическому каротажу- Нижеприведенные эмпирические зависимости показаний этих методов каротажа от пористости выведены использованием графиков пористость-глубина и геофизический параметр-глубина С рис.3.2-3.5). Так как последние построены по параметрам только водонасыщен-ных коллекторов, то для продуктивных коллекторов должна быть введена дополнительная поправка за влияние остаточной нефти или газа в присква&инной зоне по существующим рекомендациям /13,20/.
Определение пористости по нейтронному каротажу. Общая формула для определения пористости глинистых коллекто -ров по нейтронному каротажу имеет вид /20/: Кп = &3 - ид гл Кгл , где 10 и ид гл - соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание единицы объёма глинистого материала в коллекторе; Кгл - глинистость коллектора объёмная. Значения tO и Кгл определяются по каротажу, а 00 гл по среднестатистическим данным. Для полимиктовых коллекторов . и) гл = 0,22 %2_ -ОС, где Кгл I 2300 Кгл - минимальная глинистость на глубине погружения изучаемого пласта из графика изменения глинистости с глубиной (рис.3,1); Н - глубина погружения изучаемого пласта в метрах. Тогда формула для определения пористости окончательно будет иметь вид: g F Кп = Ю -0,22 Щ -ILL. Кгл I 2300
Суммарное зодородосодержание изучаемого пласта определяет ся по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам. В каче стве одного из опорных пластов можно принять интервалы размы ,тых глин (ас? 0,4 м), которым соответствует = 0,45. Дру гим опорным пластом может быть чистый неглинистый песчаник,для которого одородосодержанае рассчитывается, исходя из вышепри веденной формулы: 2 О) = Кпч +0,22 ЩР- -Vr-. где - Кгл 12300
Кпч - пористость чистого песчаника на глубине погружения опорного пласта из графика изменения пористости с глубиной /рис.3.2/. Между двумя опорными пластами устанавливается логарифмическая масштабная шкала, исходя из крайних значений водородо-содержания и по ней берется отсзёт ьО для изучаемых пластов, единая шкала должна сохраняться по всему разрезу, если диаграмма НК добром-качественная, что можно проверить по нескольким опорным пластам. При наличии искажающих смещений кривой НК отсчёты и) можно брать только в непосредственной близости от опорных пластов. Определение пористости по акустическому каротажу. .Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула следующего вида /20,22/: Кп= Л -л-Ьск _кглАд -дск , где ДТ. Ж - itcK At ж - ДІСК діск, itst, д"Ь гл - соответственно интервальные времена скелета породы, порозаполняющей жидкости и глинистого материала. Второй член уравнения нами определен по среднестатистическим данным и соответствует: Кгя АІгд-д-Ьск Кгл „ ! 2 кд . _Н_ ± ж -д-Ьск 2300 Тогда расчётная формула для определения пористости принимает следующий вид: At ж - ДТ СК , UU При расчётах принимается: діск - 175 мкс/м
Перед количественной интерпретацией диаграмм АК проверяется их качество по опорным пластам слабоглинистых песчаников по вышеприведенной формуле. Для этого вычисляется дь опорных пластов по известному Кп, которую можно взять из графика Кп= 4 (Н) (рис.3,2).
дХ= Кпч ( дХ я - дХск)+ ДХ-СК+ (дх ж -дХск)- -(Кгл - 1,2Кгл— - ) " 2300 где Кпч - пористость опорного пласта.
Определение пористости по электрическому каротажу. Коэффициент пористости пород-коллекторов по электрическому каротажу определяется по зависимости относительного электрического сопротивления пласта Р от коэффициента пористости Кп, построенной для трех литологических типов полимиктовых коллекторов (рис«3.5), Параметр Р можно определять по удельным сопротивлениям водоносного пласта и пластовой воды P-iBtI , а также зоны проникновения и смеси фильтрата с пластовой водой Р= Р зп/ р см. Удельное сопротивление смеси определяется по формуле / 38/. I/ рем = 2 / р в + (I - 2 )/ Р ф, где ф - удельное сопротивление фильтрата бурового раствора; 2 - коэффициент смешения, который определяется из рис. 3.5.
В интервале продуктивных пластов на величину Р зп вводится поправка за влияние остаточной нефтегазонасыщенности Оно. В этом случае используется формула: Р = Р зп/ Р см-QHO. Остаточная нефтенасыщенность может изменяться в широких пределах и поэтому рекомендованная средняя поправка QHO =1,6 для каждого конкретного пласта должна уточняться/ 32/. Как видно из вышеописанного, для определения пористости по электрическому каротажу необходимо знать тип коллектора и требуется ввести несколько поправок. Поэтому этот способ может эффективно использоваться только на конечной стадии комплексной интерпретации данных каротажа для подтверждения полученных результатов пористости по нейтронному и акустическому каротажу.
Сравнение эффективностей разработанной методики и методики, применяемой в Главтюменьгеологии
Ранее (раздел I) было показано, что повышение точности определения параметров коллекторов является основным направлением повышения эффективности каротажа при выделении продуктивных пластов в полимиктовых отложениях Западной Сибири. Существенное увеличение эффективности каротажа ожидалось при повышении точности определения Рн до 25%, а следовательно Кв до 10, на уровне Рн=1,0 и Кв=1,0.Для выяснения вопроса о том, решается или нет эта задача разработанной методикой (раздел 3), выполнена оценка достоверности определения параметров полимиктовых коллекторов по данным каротажа сравнением с результатами лабораторных исследований керна и испытания скважин. Нижеприведенные результаты сравнения с керновыми данными дают возможность оценить погрешности определения всех параметров (Кгл, Кп и др.), входящих в общую схему определения характера насыщенности коллекторов, а по сравнению с результатами испытания скважин можно оценить погрешности определения только конечных параметров (Рн,Кв), используемых для выделения продуктивных пластов.
Рассмотрим результаты сравнения параметров по каротажу с керновыми данными по скважине 120 Федоровской площади, пробуренной с раствором на нефтяной основе (РНО). В этой скважине имеется 100% вынос керна и проведены лабораторные определения физических свойств пород по всему нефтегазонасыщенному разрезу с интервалом через 10 см. Кроме того, имеются.прямые определения по керну коэффициента водо-насыщенности и минерализации пластовой воды, которых нет по скважинам, пробуренным на обычных глинистых растворах. Наличие этих дан кых позволяет проверить точность определения конечных параметров (Кв, вп) по каротажу, используемых при оценке характера насыщен-ности коллекторов.
Сравнение параметров по каротажу с данными керна приведено в таблице 4.1. Параметры по керну определены в ЦЛ Главтюменьгеологии, а по каротажу разработанной методикой глинистых полимиктовых коллекторов (раздел 3). По данным каротажа глинистость определена по ПС и ГЯ, пористость по ЯН, а удельное электрическое сопротивление ком-плексом БКЗ, ИК, Ш, Как видно из таблицы 4.1, по данным каротажа глинистость и пористость определяются с высокой точностью. Погрешности определения глинистости + 2,0 и пористости + 1,2 в абсолютных процентах, а в относительных ZQ% и 5% соответственно.
По двум значениям пористости (керн и каротаж) и известной минерализации отжатой из керна воды определены расчетные значения удельного электрического сопротивления ( Рвп) из графика Р = \ ( Кп) (рис. 3.5.) Считая вп по керну за истинное, вычислены систематические и среднеквадратичные погрешности определения этого параметра по данным каротажа. Эти данные приведены в таблице 4Л и показывают, что систематическая ошибка практически отсутствует, а среднеквадратичное отклонение находится на уровне 1-0-15%. Эта погрешность вместе с погрешностью п составляют суммарную погрешность определения Кв, которая в абсолютных процентах больше для глинистых коллекторов с высоким коэффициентом остаточной водонасыщенности. Среднеквадратичное отклонение Кв для всех интервалов, включающих практически весь диапазон изменения коллекторских свойств составляет =tn /v (табл. 4.1).
Таким образом, полученные результаты сравнения параметров по каротажу и керну показывают хорошую их сходимость и подтверждают правильность расчетов, заложенных при разработке методики оценки глинистых полимиктовых коллекторов.
Оценку погрешности Рн и Кв по данным каротажа можно выполнить также по водоносным пластам, так как в этом случае Рн=1 0 и 1{в = I,J. С этой целью для 40 водоносных пластов были определены Рн и Кв разработанной методикой. Приняв для них истинные значения Рн = 1,0 и Кв = 1,0, были определены систематические ошибки и среднеквадратичные отклонения этих параметров, которые приведены в таблице 4.2.
Как видно из этой таблицы, характерным для водоносных пластов является увеличение систематической ошибки Рн в сторону его завышения, а для Кв наоборот. Средняя систематическая ошибка Рн для всех типов коллекторов составляет 8fo и она, по-видимому, вызвана Рп водоносных пластов по БКЗ / 6 /. Среднеквадратичные отклонения Рн и Кв, соответственно 0,13 и 0,44, что находится на уровне ранее полученных сравнением этих параметров по данным каротажа с определениями на керне.
Результзты расчетов показывают (табл. 4.2), что максимальные погрешности Рн и Кв водоносных пластов соответственно для песчаников 23 з и 9;5, для алевролитов 19/Ь и 7$, а в среднем 2Q/S и 3%, которые удовлетворяют требуемой точности (25;о и Ю;;) для эффективного выделения продуктивных пластов в глинистых полимиктовых отложениях по данным каротажа (раздел I).
Сравнение эффективности двух методик выделения продуктивных пластов по каротажу выполнено по 44 испытанным объектам в поисковых и разведочных скважинах Главтюменьгеологии, приуроченных к отложениям вижнемелового возраста разреза Западной Сибири. По всем этим объектам имелись заключения о характере насыщенности пластов по существующей методике Главтюменьгеологии. Для них же повторной интерпретацией данных каротажа по разработанной методике глинистых полимиктовых коллекторов определены Рн и Кв, а по ним и характер насыщенности пластов (табл. 4.3). Таким образом, для каждого объекта получены два заключения о характере насыщенности пластов.
Для сравнения эффективность по каждой методике определялась согласновременной инструкции по оценке эффективности заключений по геофизическим исследованиям в скважинах, бурящихся на нефть и газ (приказ МГ ССОР № 375 от Ю августа 1977 г.). Оценка эффективности каротажа при выделении продуктивных пластов по II поисковым и разведочным площадям приведена в таблице 4.3. Из этой таблицы видно, что коэффициент эффективности методики Эфз = 0,86 значительно выше чем методики, применяемой в Главтюменьгеологии Эфз = 0,41.
Похожие диссертации на Разработка методики применения данных каротажа для выделения нефтегазонасыщенных отложений в полимиктовом разрезе (на примере месторождений Западной Сибири).
