Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах
Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП… Читать ещё >
Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т. д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.
Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе «СИАЛ».
Назначение.
Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.
Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.
Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.
Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.
Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.
Применение.
Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LASформате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.
Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.
Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.
В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.
Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.
Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.
Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.
Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.
Заключение
можно представить в табличном и графическом виде.
Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.
Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.
При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:
Эффективная мощность пласта;
Коэффициент пористости;
Коэффициент нефтенасыщения;
Определение эффективной мощности пласта.
В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.
Определение коэффициента пористости (КП).
Проводится по диаграммам нейтронного и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.
Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.
Установлено, в пределах коллекторов, т. е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0? бПС ?0,2; 0,8?ѓўJГЛ ?0; где ѓўJГЛразностный параметр.
(6.2).
Общая схема интерпретации одинакова для ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие линии чистых песков (бПС =1,0; ѓўJГЛ = 0) и глин (бПС = 0,2; ѓўJГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам. Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости. Общая формула определения пористости по НК следующая:
КП = ѓЦ — ѓЦГЛ? КГЛ,(6.3).
Где ѓЦ и ѓЦГЛ — соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;
КГЛ — глинистость коллектора.
Значения ѓЦ и КГЛ определяются по данным каротажа, а ѓЦГЛ по среднестатистическим данным.
Для полимиктовых коллекторов:
(6.4).
Подставляя ѓЦГЛ из 6.4 в 6.3 получим:
(6.5).
Гдеминимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта.
Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам. Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему. Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула:
(6.6).
Где ѓўtСК, ѓўtЖ, ѓўtГЛ — соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.
Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:
(6.7).
Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:
(6.8).
Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: ѓўtСК = 170 мкс/м; ѓўtЖ = 645 мкс/м. Литотип коллекторов определяется с помощью значений бПС и ѓўUПС, где бПСотношение амплитуды ѓўUПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если бПС > 0,7 — песчаник, 0,4< бПС < 0,7 — алевролит, 0,2< бПС < 0,4 -глинистый алевролит.
Определение КН и характера насыщения коллекторов.
По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного пласта по формуле:
ѓПВП = РП? ѓПВ,(6.9).
Где РП — параметр пористости;
ѓПВ — УЭС воды.
По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения РН по формуле:
РН = ѓПНП / ѓПВП, (6.10).
ГдеѓПНП — УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;
ѓПВП — УЭС водоносного пласта.
По полученному значению, при помощи графика зависимости РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:
КНГ = 1 — КВ,(6.11).
Для определения характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 6.1 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.
Таблица 6.1.
Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.
Порода, литотип. | Характер насыщения. | ||
нефть. | неясно. | вода. | |
Песчаник Алевролит глинистый алевролит. | РН? 3. РН? 2. РН? 1,2. |
| РН? 2. РН? 1,2. РН? 1,0. |
Для глинистых и сильно глинистых коллекторов эффективна методика определения характера насыщения, основанная на отношении показаний малых градиент-зондов ѓПК1,05/ѓПК0,45 против исследуемого пласта с учетом бПС.
При отношении:
- 1,66 — коллектор нефтенасыщен;
- 1,661,26 — зона неоднозначности;
- 1,26 — коллектор водонасыщен.
При определении характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т. е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.