Геофизические исследования скважин

    Гидрохимические осадки (ангидриты, гипсы, соль) обладают наиболее высокими среди осадочных  пород величинами r_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 k_п, k_гл и ряда геофизических параметров a_пс,DJ_гк, J_нгк, Dt 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 d_с вследствие образования глинистой корки; положительные приращения (превышение показаний потенциал – микрозонда) на диаграммах МК.

    Косвенные признаки основаны на том, что значение ряда геофизических параметров (a_пс,DJ_гк, J_нгк, Dt, s) 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 k_п представляет собой относительное содержание в породе всех видов пустот, заполненных жидкостью или газом. Под открытой пористостью k_{п 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 k_{п гр}, кавернозну. - k_{п кав} и реже - трещиноватую - k_{п т} пористости.

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

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

    Для определения истинной пористости глинистых  коллекторов k_{g и} необходимо исправить значения k_{п r}, k_{п НГК}, k_{п АК}, k_{п ГГК} за влияние глин

    k_{п и}= k_{п r}-k _гл r_пв ¤r_гл;    (1)

    k_{п и}= k_{п нгк}-k _гл w_гл;    (2)

    k_{п и}= k_{п ггк}-k _гл (s_ск-s_гл ¤(s_ск-s_ж);  (3)

    k_{п и}= k_{п r}-k _гл (Dt_гл-Dt_ск)/(Dt_ж-Dt_ск).  (4)

    Во  всех этих выражениях второй член представляет собой произведение объемной глинистости k_гл на величину, учитывающую отношение показаний данного вида каротажа в ПВ и глине. В формуле (2) учитывается водородосоделжание глин.

    (k_п< 5%), но высокой проницаемостью, обусловленной трещинами. Для выделения сплошнопостроенных коллекторов применяются определенные методики.

    Как правило, определение k_п 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 Dt 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 k_гл пород - коллекторов используют экспериментальные зависимости коэффициента a_пс снижение амплитуд ПС и двойного разностного параметра DJ_гк от k_гл.

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

    Использование ГК.

    Для определения глинистости используют значения DJ_гк, исправленные за Æ скважины, плотность ПЖ, влияние вмещающих пород и инертность аппаратуры. Определение массовой глинистости с_гл производят по кривой, перевод с_гл в объемную k_гл осуществляется путем деления с_гл на плотность глин (s_гл=2,2¸2,65 г/см³). Точность определения глинистости по ПС и ГК - невысокая. Для терригенных отложений погрешность определения k_гл » ±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 r_пв<< r_ср . В этих условиях r_п> r_зп или r_п >r_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 полодение контакта принимают точку, в которой Р_н=Р_{н кр}

    

    С учетом экспериментально установленного факта , что в пределах переходной зоны k_нг изменяется примерно по экспоненциальному закону, а r_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  известководоломитовые, ангидритизированные и загипсованные карбонатные породы с пористостью смешанного типа: парово - кавернозные, порово - кавернозно - трещиноватые и т.п. К ним примыкают низкопоровые ( k_п<15-17%) кварцево - полешпатовые песчаники и алевролиты, в различной степени глинистые, карбонатизированные и засоленные. Особую группу составляют трещинные коллекторы, обладающие низкой пористостью.

Лекция 22. Автоматическая интерпретация  на ЭВМ, АРМ - геофизика

    Основные  понятия и термины.

    Двоичные  цифры - 0 и 1. Им соответствуют груборазличные (противоположные) состояния или сигналы. Отсутствие или наличие отверстия на перфоленте или перфокарте, отрицательная или положительная намагниченность ферромагнетика магнитной ленты или диска и т. д.

    Бит - элемент двоичного слова, принимающий значения двоичных цифр 0 и 1.

    Байт - последовательность из 8 бит. Последовательность из 1024 бит называется килобайтом (Кбайт), а из 1024 Кбайт - мегабайтом (Мбайт).

    Двоичное  слово - последовательность двоичных цифр (бит), которыми кодируется каждый обрабатываемый ЭВМ объем (число).

    Прямой  код - двоичный код числа со знаком. Его смысл заключается в том, что к числу без знака добавляют слева бит, который обычно при значении 0 истолковывают как плюс, а при значении 1 - как минус.

    Алгоритм - набор предписаний, однозначно определяющий содержание и последовательность выполнения операций, обеспечивающих решение геофизических, геологических и других задач.

    Программа - форма алгоритма, позволяющая реализовать его с помощью ЭВМ.

    Граф  обработки (процедура) – описание последовательности и режима работы программы при обработке и (или) интерпретации данных на ЭВМ.

    База  данных - совокупность специально организованных данных, рассчитанных на применение во многих прикладных программах.

    Банк  данных - комплекс массивов данных, организованных в базы данных и программы, представленных в виде систем управления базами данных (СУБР).

    Преобразование (квантование) данных ГИС - представление их в виде последовательности чисел а_ji соответствующих показаниям геофизических приборов в точках i с глубиной z.

    Шаг квантования по глубине D - расстояние между соседними преобразованиями при цифровой регистрации.

  Дискретность преобразования - разность потенциалов на входе преобразователя аналог - код.