Комплексирование измерений. Комплексные и комбинированные приборы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Комплексирование измерений. Комплексные и комбинированные приборы

На этапах оперативной интерпретации и подсчета запасов нефти и газа данные ГИС обеспечивают решения следующих задач: корреляцию и литологическое расчленение разрезов; выделение коллекторов и определение эффективных мощностей; определение пористости коллекторов; выделение нефтегазонасыщенных пластов и определение коэффициентов нефтегазонасыщенности; определение положения контактов между различными флюидами.

Набор исследований, позволяющий решать все поставленные задачи с минимальными затратами, определяет оптимальный комплекс геофизических исследований скважин в данном районе.

С учетом сходства геологических и технических условий проведения работ в различных районах устанавливают типовые комплексы ГИС. В типовые комплексы ГИС включают также отбор проб флюидов (ОПК) и образцов горных пород (СКО), измерение пластовых давлений (ГДК) приборами на кабеле и испытания пластов (ИП) испытателями на бурящихся трубах.

Структура типовых комплексов предусматривает общие и детальные исследования с учетом типов коллекторов, свойств ПЖ и назначения скважин. Для реализации комплексов используют комплексные скважинные приборы, позволяющие выполнять одновременно несколько видов исследований.

Общие исследования выполняются в масштабе 1:500, детальные исследования в перспективных на нефть и газ интервалов в масштабе глубин 1:200, в тонкослоистых разрезах детальные исследования выполняются в масштабе глубин 1:100 или 1:50.

Общие и детальные исследования подразделяются на основные, которые в большинстве случаев позволяют решать все поставленные геологические задачи и дополнительные, информация которых необходима в отдельных случаях. (таблица ниже) 1 - коллекторы с kм10%; 2 - при спв; 4 - сложные коллекторы с kп10%; 5 - для карбонатных и уплотненных терригенных коллекторов; 6 - допускается проводить в обсаж. скв.; 7 - месторождения с пресными водами; 8 - дополнительно к АК и НК; 9 - в обсаж. скв.; 10 - сверлящий СКО; 11 - гидродинамический ГДК; 12 - интервал коллекторов на границе контактов (ОПК).

Комплексные и комбинированные приборы для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин

Особенностями комплексирования являются также условия проведения измерений в скважинах (технология ГИС). Она учитывает скорость выполнения работ, необходимость центрирования прибора или прижатие его к стенке скважины, управление скважинным прибором - раскрытие и закрытие прижимных устройств, работа в необсаженной скважине или спуск прибора через бурильный инструмент и т.д.

Совершенно очевидно, что комплексирование и комбинирование различных зондов, методов требуют унификации отдельных блоков и системного подхода к построению скважинной и наземной аппаратуры и обработки результатов ГИС.

Все это потребовало создания унифицированных устройств питания электрическим током, устройств генерирования различного по природе полей (электромагнитного, акустического, радиоактивного и др.), детектирования, преобразования в цифровой сигнал и обработки его средствами вычислительной техники. В результате созданы компьютеризованные каротажные станции с комплексом скважинных приборов, позволяющих за две - три операции выполнить весь комплекс ГИС, включая методы ГДК, ОПК, СКО.

геофизический исследование оперативный интерпретация

Комплексы ГИС для решения отдельных геологических задач

Оперативная интерпретация геофизических данных

Над оперативной интерпретацией геофизических данных понимают подготовку и выдачу геологической службе буровых предприятий заключений о наличии в разрезах скважин нефтегазонасыщенных пластов с указанием их основных параметров (мощности, коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности) и рекомендаций об испытаниях. Оперативная интерпретация производится на всех этапах разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, включая бурение первых скважин, когда отсутствуют достоверные сведения об изучаемых геологических разрезах и не установлены конкретные зависимости между геофизическими величинами и коллекторскими свойствами.

Схема оперативной интерпретации включает следующие этапы:

- контроль качества каротажных материалов;

- расчленение разрезов, определение границ пластов и соответствующих им значений геофизических величин (пс, к, t, Jгк, Jигк, и др.), исправленных за влияние условий измерений.

На этом этапе производят также определение удельных сопротивлений пв, пз, зп, п;

- выделение коллекторов и определение их мощности;

- прогнозную оценку характера насыщения (нефть, газ, вода) коллекторов.

Контроль качества геофизических материалов сводится к установлению масштабов измерений и хорошей дифференцируемости разреза, нулевой линии, контрольных меток глубины и читаемости диаграмм. В заголовке должны быть указаны данные по площади, скважине, приборе, режимах его работы (ток, детектор и т.д.).

Расчленение разрезов производится на качественном уровне: в отдельные пласты выделяют интервалы, против которых происходят существенные изменения нескольких геофизических величин, по сравнению с вмещающими породами. При небольших изменениях одной или нескольких геофизических величин в пределах одного пласта его разбивают на прослои. Границы пластов и пропластков определяют по характерным точкам на кривых каждого вида каротажа.

Определение удельных сопротивлений п, зп иD по БКЗ производят для одиночных пластов, в т.ч. с проникновением, большой и средней (h 6м ) мощности, удельное сопротивление которых не превышает 250с.

При определении п по БК необходимо учитывать, что при повышающем проникновении зонд БК пригоден для определения зп, при неглубоком понижающем проникновении и в непроницаемых пластах данные БК необходимо исправить за влияние скважины и вмещающих пород.

Определение п по ИК производят в разрезах низкого и среднего сопротивления (п50 Ом м), пробуренных на пресных (с0,2 Ом м) или непроводящих ПЖ.

Определение п и зп по комплексу БК и ИК производят с помощью палеток.

Определение п и зп по комплексу БМК должно учитывать толщину глинистой корки hгк и ее удельного сопротивления гк, приведенного к температуре в скважине.

Литологическое расчленение разрезов

По данным ГИС уверенно выделяются крупные литологические комплексы - глины и сильноглинистые породы, песчаники и алевролиты, карбонатные и гидрохимические породы. В разрезах, сложенных однотипными породами (терригенными и карбонатными), литологическое расчленение осуществляется легче, чем в разрезах, сложенных разнообразными по литологическому составу породами.

Определение литологического состава терригенных пород, вскрытых на пресных ПЖ, успешно производят по данным двух - трех видов каротажа: ПС, КС, ГК. Кроме того, для расчленения привлекают различные виды ЭК, НГК, АК. Заполнение скважин минерализованными ПЖ приводит к сглаживанию кривых КС и ПС, поэтому для расчленения разреза в таких случаях привлекают данные ГК, НГК, АК, БК и ДС.

Гидрохимические осадки (ангидриты, гипсы, соль) обладают наиболее высокими среди осадочных пород величинами к.

Выделение чистых и глинистых коллекторов основаны на принципе регистрации проникновения в пласты фильтрата ПЖ и отличии проницаемых пород - коллекторов от непроницаемых вмещающих пород по значениям kп, kгл и ряда геофизических параметров пс, Jгк, Jнгк, t и др.

Прямые признаки, позволяющие определить принадлежность пород к коллекторам: изменение электрического сопротивления в радиальном направлении, фиксируемое зондами с различной глубинностью исследований (комплекс зондов БКЗ. БМК-БК, БК-ИК): отрицательные аномалии ПС, уменьшение dс вследствие образования глинистой корки; положительные приращения (превышение показаний потенциал - микрозонда) на диаграммах МК.

Косвенные признаки основаны на том, что значение ряда геофизических параметров (пс, Jгк, Jнгк, t, ) превышают некоторые граничные значения, характерные для перехода от непроницаемых пород - неколлекторов к коллекторам. Эти граничные значения соответствуют наименее возможным величинам пористости и проницаемости пород, при которых в последних происходит передвижение флюидов (воды, нефти, газа).

Определение пористости

Общая пористость kп представляет собой относительное содержание в породе всех видов пустот, заполненных жидкостью или газом. Под открытой пористостью kп отк подразумевают емкость пустот, в которые проникает жидкость при определении пористости на образцах пород методом насыщения.

В высокопористых чистых песчаниках общая и открытая пористость совпадают, поэтому значения пористости, определённое по данным ЭЕ, АК, НК, ГГК также совпадают между собой.

Комбинируя данные различных видов каротажа можно раздельно определить гранулярную пористость kп гр, кавернозну. - kп кав и реже - трещиноватую - kп т пористости.

При определении нефтегазонасыщенности пород рассматривают эффективную пористость kп эфф, как часть общей (открытой) занятую подвижным флюидом. Остальной объём порового пространства занимают остаточные вода и нефть, обволакивающие частицы породы.

Для определения kп по данным ЭК используют данные БКЗ, БК, ИК, kп определяют по НГК, ГГК, АК.

Для определения истинной пористости глинистых коллекторов kg и необходимо исправить значения kп , kп НГК, kп АК, kп ГГК за влияние глин.

kп и= kп -k гл пв гл; (1)

kп и= kп нгк-k гл гл; (2)

kп и= kп ггк-k гл (ск-гл (ск-ж); (3)

kп и= kп -k гл (tгл-tск)/(tж-tск). (4)

Во всех этих выражениях второй член представляет собой произведение объемной глинистости kгл на величину, учитывающую отношение показаний данного вида каротажа в ПВ и глине. В формуле (2) учитывается водородосоделжание глин. (kп 5%), но высокой проницаемостью, обусловленной трещинами. Для выделения сплошнопостроенных коллекторов применяются определенные методики.

Как правило, определение kп производят по комплексу методов ГИС (АК, ГГК, НГК), а выделение коллекторов - по повторным измерениям электрического сопротивления при смене промывочной жидкости в скважине.

Эффективна методика “каротаж - испытания - каротаж”.

По диаграммам повторных измерений выделяются все проницаемые пласты - коллекторы независимо от типа и пористости.

В карбонатных разрезах качественное выделение нефтегазосодержащих пород производят также с помощью нормализации кривых БК, ИК, НГК, АК. Для построения диаграмм БК и ИК в логарифмический масштаб НГК или арифметический масштаб t выбирают модули (коэффициенты) построения таким образом, чтобы для опорных водоносных пластов с различной пористостью все кривые совпадали

Перспективные на нефть и газ интервалы выделяются на нормализованных кривых расхождением кривых сопротивления с одной стороны, и АК и НГК - с другой.

Определение глинистости

Для определения kгл пород - коллекторов используют экспериментальные зависимости коэффициента пс снижение амплитуд ПС и двойного разностного параметра Jгк от kгл.

Использование ПС. Для определения kгл на кривой ПС отсчитывают (от условной линии глин) кажущиеся значения амплитуд Ек и Екmax против исследуемого пласта и опорного пласта с максимальной амплитудой ПС:

.

Использование ГК. Для определения глинистости используют значения Jгк, исправленные за скважины, плотность ПЖ, влияние вмещающих пород и инертность аппаратуры. Определение массовой глинистости сгл производят по кривой, перевод сгл в объемную kгл осуществляется путем деления сгл на плотность глин (гл=2,22,65 г/см3). Точность определения глинистости по ПС и ГК - невысокая. Для терригенных отложений погрешность определения kгл 25-30%.

Прогнозная оценка характера насыщения коллекторов

Выделенные в разрезе коллекторы разделяют на продуктивные, нефтегазоносные, газоносные) и непродуктивные (водоносные), т.е. определяют характер насыщения пластов. По данным ГИС получают только прогнозную оценку характера насыщения коллекторов, на основании которой рекомендуют пласты к испытаниям. Достоверную оценку получают по результатам опробования приборами на кабеле или с помощью испытаний пластов испытателями на бурильных трубах, а также при освоении обсаженных скважин.

Прогнозная оценка нефтегазонасыщенности по данным электрического каротажа основана на различии удельных сопротивлений коллекторов, насыщенных водой и нефтью (или газом). В скважинах, пробуренных на пресных ПЖ, удельное сопротивление пв ср. В этих условиях п зп или п пз указывает на возможное нефтегазонасыщение коллектора.

Если по скважине выполнен газовый каротаж, то уточнение прогнозной оценуи характера насыщенности пласта определяют по относительному содержанию углеводородов против пласта, выделенного также по ГИС.

Определение газожидкостного контакта производится через определение переходной зоны. Водоносную и нефтеносную (или газоносную) части пласта разграничивают условной поверхностью, именуемой водонефтяным (ВНК) или газоводяным (ГВК) контактом.

Положение ВНК или ГВК производят по диаграммам ЭК. За положение контакта принимают точку, в которой

Рн=Рн кр

С учетом экспериментально установленного факта , что в пределах переходной зоны kнг изменяется примерно по экспоненциальному закону, а п - по линейному закону, для большинства месторождений положение ВНК и ГВК соответствуют точкам, расположенным на 1-1,5 м выше нижней границы переходной зоны в чистых коллекторах и до 5 м в глинистых коллекторах.

Оперативная интерпретация данных ГИС в разрезах со сложнопостроенными коллекторами отличается только частью обработки данных исследований, связанной с их геологической интерпретацией.

К сложнопостроенным относятся полиминеральные известково-доломитовые, ангидритизированные и загипсованные карбонатные породы с пористостью смешанного типа: парово-кавернозные, порово - кавернозно - трещиноватые и т.п. К ним примыкают низкопоровые (kп15-17%) кварцево-полешпатовые песчаники и алевролиты, в различной степени глинистые, карбонатизированные и засоленные. Особую группу составляют трещинные коллекторы, обладающие низкой пористостью.

Размещено на Allbest.ru