ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Основными задачами при изучении геологического разреза нефтяных и газовых скважин является:

1) расчленение разрезов на пласты различного литологического состава, определение мощностей и глубин залегания пластов;

2) выделение в разрезе коллекторов и оценка содержания в них нефти и газа [25].

Для решения этих задач широко применяют геофизические методы исследования скважин.

Литологическое расчленение производят по комплексу диаграмм различных геофизических методов. Литологический характер пород определяют по сумме геофизических признаков, установленных по диаграммам различных методов.

Для более точной характеристики литологического состава пород используют данные наиболее полного комплекса геофизических методов, объем которого определяется степенью изученности разреза, типом отложений и скважинными условиями измерений [26].

Для расчленения песчано-глинистого разреза необходимо дополнительно привлекать кривые гамма-метода и бокового метода.

Если вскрытый скважиной разрез представлен карбонатными породами, в комплекс измерений должен обязательно входить нейтронный или акустический методы, обеспечивающий выделение пористых карбонатных пород.

В продуктивных участках разреза, где есть или могут быть встречены нефтегазонасыщенные пласты, для детального изучения коллекторов нефти и газа необходимо дополнительно проводить боковые электрические зондирования, измерения микрозондами, каверномером и т.п.

Важной задачей геофизических исследований нефтяных и газовых скважин является выделение в их разрезах коллекторов и оценка характера их насыщения [26].

Коллекторы определяют, во-первых, по литологическому составу пород, слагающих разрезы. Если по геофизическим данным установлено, что пласты представлены песками, пористыми песчаниками или пористыми карбонатными породами, то такие пласты могут быть отнесены к коллекторам. Во-вторых, коллекторы выделяют по признаку фильтрации в них бурового раствора с образованием глинистой корки на стенки скважины и зоны проникновения в примыкающей скважине части пласта, в которой пластовые жидкости полностью или частично замещены фильтратом бурового раствора. Глинистая корка выявляется по сужению диаметра скважины на кавернограммах и по расхождению двух кривых кажущегося сопротивления на диаграммах микрозондов. Наличие в пласте зоны проникновения, удельное сопротивление которой отличается от удельного сопротивления пласта, устанавливают по данным бокового электрического зондирования, либо по замерам двумя зондами метода сопротивлений, один из которых имеет малый, а другой – большой радиусы исследования.

По данным геофизических методов уверенно выделяются неглинистые коллекторы с межзерновой пористостью (пески, песчаники, высокопористые карбонатные породы). В песчано-глинистых отложениях коллекторы выделяют по диаграммам естественных потенциалов. В условиях, обычно встречающихся на практике, когда минерализация пластовой воды больше минерализации бурового раствора, пласты неглинистых песков и песчаников, являющихся коллекторами, выделяются минимальными, а глины (непроницаемые пласты) – максимальными показаниями на диаграммах естественных потенциалов. Если буровой раствор в скважине сильно минерализован, коллекторы выделяются по диаграммам гамма-метода. На диаграммах гамма-метода глины отмечаются максимальными, песчаные пласты – минимальными показаниями [26].

В песчано-глинистых разрезах встречаются малопористые непроницаемые пласты сцементированных песчаников и плотных карбонатных пород, которые часто не отличаются от проницаемых песчаных пластов по диаграммам естественных потенциалов и гамма-метода.

Для выделения карбонатных коллекторов высокой пористости используют диаграммы гамма-метода, с помощью которых выявляют интервалы неглинистых пород, и диаграммы микрозондов, нейтронного либо акустического методов, по которым среди неглинистых карбонатных пород находят пористые и проницаемые породы.

Значительно более сложным является выделение глинистых и особенно трещиноватых коллекторов. Наличие таких коллекторов в разрезе скважины устанавливают путем сопоставления и количественного анализа данных различных геофизических методов. В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважин [27]. Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов – урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия К⁴⁰. Определение литологического состава пород по диаграммам гамма-метода основано на различии в естественной радиоактивности пород. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Поэтому на диаграммах максимальные показания (отклонения кривой вправо) соответствует глинам и калийным слоям, минимальные (отклонения кривой влево) – пескам, песчаникам, карбонатным породам и гидрогеохимическим осадкам, не содержащим калийных солей. Глинистые пески, песчаники, известняки характеризуются промежуточными показаниями, величины которых тем больше, чем выше содержание глин в породе [27]. Результаты измерений нейтронными методами в основном определяются водородосодержанием пород. Чем больше последнее, тем меньшими показаниями отмечаются породы на диаграммах нейтронных методов.

Среди горных пород в наибольшем количестве водород находится в глинистых породах (глинах, аргиллитах, мергелях), содержащих значительное количество как поровой, так и химически связанной воды. Поэтому глинистые осадки отмечаются минимальными показаниями на диаграммах нейтронных методов [28].

Плотные породы (малопористые известняки и доломиты, ангидриты, плотные сцементированные песчаники), содержащие мало воды вследствие низкой пористости этих пород, отмечаются максимальными показаниями на диаграммах нейтронных методов.

Промежуточные показания наблюдаются против песков, песчаников, алевролитов, пористых разностей карбонатных пород [30].

Содержание водорода в нефти и воде примерно одинаково. Поэтому нефтеносные и водоносные пласты с одинаковым литологическим составом и пористостью не различаются по данным нейтронных методов.

Боковой метод является разновидностью метода сопротивлений. Он применяется при изучении карбонатных разрезов в скважинах с минерализованными буровыми растворами, т.к. в этих условиях на величину кажущегося сопротивления, измеренного обычным зондом, большое влияние оказывает скважина [35].

В данной дипломной работе интерпретация кривых ГИС и расчет подсчетных параметров пласта производится самостоятельно, на примере Дубровского месторождения елецкого горизонта скважины 7s2.

Основная методика обработки ГИС основана на применении петрофизических зависимостей – известных комплексных палеток для определения суммарного водородосодержания и глинистости, построенных в свое время тематическими партиями треста "Западнефтегеофизика" и ПО "Белоруснефть" по результатам 2144 определений полной пористости, выполненных на образцах керна для месторождений Припятского прогиба. Однако, учитывая такую разнородность информации, возникла необходимость в применении различных методик интерпретации ГИС для определения различных подсчётных параметров [37].

Глинистость не используется непосредственно для подсчета запасов нефти. Но без знания глинистости невозможно правильно рассчитать пористость и нефтенасыщенность коллекторов. Основным методом определения глинистости в продуктивных карбонатных породах Припятского прогиба является ГК. Многочисленными исследованиями показано существование достаточно тесной линейной зависимости показаний ГК от глинистости для пород Припятского прогиба[38].

Глинистость определялась по данным радиометрии (ГН, НГК) и акустического каротажа. В основу метода положено наличие корреляционных связей между суммарным водородосодержанием (W) карбонатных пород-коллекторов и показаниями геофизических методов.

Глинистость пород продуктивных отложений Дубровского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа (Т). Снимаем значения Ij на диаграмме ГК. Затем, по палетке для определения объемной глинистости определяем Сгл. [40].

Коэффициент глинистости (Кгл) определяется по формуле:

Кгл.=Сгл.*0,42 (1),

где 0,42 – поправка за глинистость, вводимая с учетом принятого значения водородосодержания в глинистой фракции.

Сгл. - содержание глинистости.

Пористость пород продуктивных межсолевых отложений Дубровского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа (Т).

На диаграмме НГК снимаем значения I(nj), затем, по палетке для определения коэффициента полной пористости для диаметра скважины Dc=0,14см, находим этот коэффициент[42].

Открытая пористость продуктивных пластов (Ко.п) по данным ГИС рассчитывается по формуле:

Ко.п=Кп.п-Кгл. (2)

Коэффициент нефтенасыщенности пород-коллекторов продуктивных отложений елецкого горизонта Дубровского месторождения определяется по коэффициентам увеличения сопротивления и балансу пористости. Рассчитывается относительное сопротивление (Р). С диаграммы БК снимаем показания сопротивления Sп (Ом*м). После этого высчитываются две поправки: поправка за диаметр скважины (для Dc=0,14, поправка=1,15) и поправка за пластовую воду Sв=0,03, где 0,03 – удельный вес пластовой воды по Припятской впадине.

Р=Sп*поправка за Dс/Sв (3)

Зная значения относительного сопротивления Р и коэффициента открытой пористости Ко.п., по графику оценки нефтенасыщенности, определяем коэффициент водонасыщенности пород (Кв).

Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) определяется по формуле:

Кн = 1-Кв (4),

где 1- 100% - постоянная.

Кн измеряется в %. По организации УПГР считается, что ниже 50 % - вода; выше 50 % - нефть [10].